Нефте- и газоперерабатывающая промышленность на современном этапе и перспективы ее развития

По объему добычи нефти Россия занимает лидирующее положение в мире. К 2020 г. намечается увеличение добычи нефти и газоконденсата до 450–520 млн т/год. Располагая огромными природными ресурсами, важно развивать их рациональную переработку и использование. России предстоит менять структуру нефтяного комплекса, интенсивно развивая переработку и сокращая экспорт нефти, сохраняя тем самым природные богатства для будущих поколений.

Переработка нефтяного сырья на российских НПЗ осуществляется с недозагрузкой мощностей и с низкой (относительно мировой) степенью конверсии мазута, что обусловлено особенностью потребления топлив в энергетическом балансе.

Потребление моторных топлив и других нефтепродуктов на душу населения остается крайне низким по сравнению с развитыми странами мира.

Очень важны вопросы обновления технической базы, увеличения объемов и глубины переработки нефти.

Во многих развитых странах объемы переработки значительно больше, чем объемы добычи нефти: США – 800 и 360 млн т/год соответственно; Западная Европа – 700 и 300 млн т/год соответственно, в то время как в России эти цифры составляют 180–200 и 400–450 млн т/год соответственно. Таким образом, даже имеющиеся в стране мощности первичной переработки нефти (около 268 млн т/год) загружены не полностью.

Одна из главных задач отрасли в нашей стране – углубление переработки нефти с получением ценных продуктов, отвечающих современным требованиям по эксплуатационным и экологическим характеристикам.

Глубина переработки нефти характеризуется в основном количеством полученных моторных топлив (составляющих большую часть нефтепродуктов) – самых крупнотоннажных продуктов производства. Суммарное количество вырабатываемых предприятием моторных топлив зависит от мощности вторичных процессов, сырьем для которых является тяжелое нефтяное сырье – остатки атмосферной и вакуумной перегонки, тяжелые вакуумные газойли, газойли термических процессов, дающее возможность получить дополнительное количество светлых нефтепродуктов.

В США в качестве промышленного топлива используется в основном природный газ, а мазут, вакуумные и другие тяжелые газойли перерабатываются в светлые нефтепродукты на установках каталитического крекинга, гидрокрекинга и коксования. В России же основным видом топлива для электростанций, печей, котельных установок и т.п. является мазут. Замена топочного мазута другими видами топлив (газом, углем), а также развитие деструктивных вторичных процессов переработки тяжелого сырья – один из главных путей повышения глубины переработки нефти.

Работу НПЗ принято характеризовать величиной отбора светлых нефтепродуктов и глубиной переработки нефти.

Величину отбора светлых нефтепродуктов (в мас. %) определяют по формуле:

, (1.1)

где Б, К, Д, А, ЖП, СГ, Р – количество получаемых на НПЗ бензина, керосина, дизельного топлива, ароматических углеводородов, жидких парафинов, сжиженных газов, растворителей соответственно, тыс т/год;

Н – мощность НПЗ, тыс т/год.

Глубину переработки нефти (в мас. %) рассчитывают по формуле:

, (1.2)

где НП, ТМ – количество вырабатываемых на НПЗ товарных нефтепродуктов (без топочного мазута) и топочного мазута соответственно, тыс т/год;

П – безвозвратные потери, тыс т/год;

Н – мощность НПЗ, тыс т/год.

Ужесточение требований к экологическим и эксплуатационным характеристикам нефтепродуктов выдвигает другую важную задачу нефтепереработки – улучшение качества нефтепродуктов, и в первую очередь – повышение показателей, связанных с горением топлива, улучшение низкотемпературных свойств реактивных и дизельных топлив и нефтяных масел, а также снижение содержания серы и других вредных примесей во всех продуктах нефтепереработки.

В связи с последним обстоятельством огромное значение приобретает процесс очистки сырья и нефтепродуктов под давлением водорода – гидроочистка. Важно, что наряду с удалением серы в этом процессе происходит общее облагораживание сырья и нефтепродуктов – снижение содержания азота, насыщение олефинов, гидрирование ароматических углеводородов.

Повышение качества автомобильных бензинов связано с повышением октанового числа при одновременном снижении в них содержания ароматических углеводородов, особенно бензола (сумма ароматических углеводородов – не более 25–30 об. %, а бензола – не более 1 об. %). Для дизельных топлив следует повышать цетановое число (не ниже 50) при ограничении содержания ароматических углеводородов. Улучшение низкотемпературных свойств топлив (реактивных, дизельных) и нефтяных масел – температуры начала кристаллизации, помутнения, застывания, предельной температуры фильтруемости и других характеристик достигается проведением процесса депарафинизации, а также использованием соответствующих присадок – депрессорных. Развитие производства новых эффективных многофункциональных присадок к топливам и маслам – одно из важнейших направлений улучшения показателей отрасли.

В связи с изменением требований к нефтепродуктам и изменением конъюнктуры рынка будут меняться структура НПЗ, роль и направленность процессов, их значимость и взаимосвязь.

До последнего времени одним из основных высокооктановых компонентов товарного бензина являлся риформат – продукт процесса каталитического риформинга (ароматизации) прямогонной бензиновой фракции. Однако задача снижения содержания ароматических углеводородов в товарных бензинах диктует необходимость изменения роли процесса риформинга, разработки новых катализаторов, способствующих изомеризации парафиновых углеводородов, что позволит получать бензины с пониженным содержанием ароматики при сохранении высоких октановых чисел.

Уже сегодня часть установок риформинга, имеющихся практически на всех отечественных НПЗ, реконструируется в установки изомеризации легкой бензиновой фракции (n-С₅–С₆). По-видимому, каталитический крекинг также в перспективе перестанет быть одним из основных поставщиков бензина вследствие повышенного содержания в нем серы, ароматических и непредельных углеводородов. Качество легкого газойля крекинга как компонента дизельного топлива неудовлетворительно из-за его низкого цетанового числа, химической нестабильности и т.п. В связи с этим, каталитический крекинг может изменить свою направленность на получение газа для алкилирования, производства оксигенатов, а также для нефтехимического синтеза.

Очевидно, что возрастание роли гидрогенизационных процессов с одновременным снижением производства водорода при изменении подхода к процессу каталитического риформинга, более остро поставит проблему получения водорода отдельным процессом (например, паровой конверсией метана).

Основная задача отечественного нефтяного комплекса состоит в структурной перестройке нефтеперерабатывающей отрасли, в первую очередь для экспортозамещения сырой нефти высококачественными нефтепродуктами, а также насыщения ими внутреннего рынка. Для этого необходима выработка оптимального соотношения между объемами модернизации старых и строительства новых установок.

Значительный потенциал модернизации российской нефтепереработки заключен в катализаторных технологиях – возможности производства новых каталитических систем на отечественных катализаторных фабриках, которые сегодня загружены не более чем на 30–40 %.

Для того чтобы соответствовать новым требованиям и получить возможность реализации готовой продукции на европейских и других рынках, каждый НПЗ должен разработать план развития применительно к своим конкретным условиям. При этом разработка такого плана должна базироваться на новой Федеральной программе, в которую будут включены все перспективные направления нефтепереработки.

Наряду с углублением переработки нефтяного сырья важнейшей проблемой в первом десятилетии нового века для каждого НПЗ и российской нефтепереработки в целом является повышение эксплуатационных и экологических характеристик моторных топлив, масел, битумов и других нефтепродуктов до уровня мировых стандартов.

В настоящее время получили распространение три варианта производства и потребления моторных топлив: преимущественно бензиновый (в основном в США), дизельный (Германия, Франция, Испания) и равновесный (Великобритания). Россия в сфере потребления тяготеет к равновесному варианту, а в сфере производства (с учетом экспорта) – к западноевропейскому (соотношение дизельное топливо: автобензин составляет 1,8–1,9: 1,0). По мере углубления переработки нефти и повышения в перспективе потребления моторных топлив легко можно перейти как к бензиновому, так и к дизельному вариантам.

Такая ситуация в нефтепереработке требует развития на крупных НПЗ России процессов гидрокрекинга и каталитического крекинга.

Суммарный эффект совместной эксплуатации установок гидрокрекинга и каталитического крекинга не только позволит углубить переработку нефти (за счет увеличения производства моторных топлив из мазутов), но и существенно повысить качество целевых продуктов: автобензинов, авиакеросинов, дизельных топлив, топочных мазутов.

Производство смазочных масел связано в ближайшем будущем с получением высококачественных базовых масел с высоким (более 110) индексом вязкости, низким содержанием серы, хорошей приемистостью к присадкам.

Для обновления технологического оборудования (реакторы, колонны, теплообменники) отечественного производства необходимо привлечение российских предприятий машиностроения, что значительно дешевле закупок за рубежом.

Одной из важнейших задач развития нефтегазоперерабатывающей промышленности является сопряжение, кооперация нефтепереработки с промышленностью нефтехимии и органического синтеза.

Потребление продукции нефтепереработки и нефтехимии на душу населения – важнейший показатель уровня жизни. В этом Россия значительно уступает экономически развитым странам (табл. 1.5.).

Таблица 1.5

Уровень потребления продуктов нефтепереработки на душу населения в различных странах

В мировой практике наблюдается тенденция к интеграции процессов нефтепереработки и нефтехимии. Такая интеграция станет предпочтительной и в России в ближайшее десятилетие.

Только с подъемом нефтеперерабатывающей промышленности российский нефтяной комплекс получит необходимую устойчивость и сможет стать одной из ведущих наукоемких отраслей отечественной экономики.