Публикации

Перед ТЭК России стоит государственная задача по углублению переработки нефти и газа1. Действительно, торговать продуктами глубокой переработки намного выгоднее, чем сырьем. Насколько хороши перспективы отечественных НПЗ в этом направлении?

Руководствуясь Программой

Согласно ежегодным исследованиям «Нефтеперераба­тывающая промышленность России» (АИ «ИНФОлайн»), основными проблемами отрасли остаются:

• недостаточная загрузка производственных мощностей (70–75%), что повышает себестоимость переработки;
• низкий показатель выхода светлых нефтепродуктов (до 60%);
• низкая глубина переработки нефти (до 73%);
• низкие эксплуатационные и экологические свойства нефтепродуктов, прежде всего мотор­ных топлив.

Это неудивительно, поскольку любые подвижки в такой инерционной и капиталоемкой отрасли требуют серьезных инвестиций и времени на их освоение. Тем не менее по всем четырем проблемам положение дел постепенно меняется:

·         На ряде НПЗ списана часть избыточных мощностей путем вывода из эксплуатации устаревших технологических установок (в основном старых мелких «первичек» АТ и АВТ) или перепрофилирования их под другие процессы (АТ или АВТ – под висбрекинг, установок рифор­минга бензина – под изомеризацию). Часть списанных мощностей была заменена вновь вводимыми установками. В итоге структура основных фондов НПЗ улучшилась, вырос ко­эффициент загрузки мощностей. 

·         Ввод новых мощностей вторичных углубляющих процессов на НПЗ ежегодно увеличивает долю светлых нефтепродуктов и показатель глубины переработки нефти. Предполагается, к 2020 г. последняя достигнет 84% (сегодняшний показатель большинства западноевропейских заводов).

·         На ряде заводов построены новые установки гидроочистки дизельных топлив, а на существующих установках заменены катализаторы. Растет доля малосернистых дизельных топлив, в т.ч. соответст­вующих европейским требованиям. Реконструкции установок риформинга бензинов, пере­ход на новые катализаторы риформинга, ввод новых мощностей риформинга, изомериза­ции, алкилирования позволяют ежегодно сокращать долю низкооктановых бензинов. Выпуск этилированных бензинов 2 года назад прекращен полностью – это важное достижение. 

Несмотря на общую «правильность», ФЦП не лишена недостатков – к примеру, темпы модернизации отрасли отстают от намеченных сроков. Установка висбрекинга ОАО «ЛУКОЙЛ-УНП» должна была быть введена в 2005 г., но фактически пуск  произойдет в III квартале 2007 г. Такая же ситуация и по другим проектам. Кроме того, об­щий объем капвложений в нефтепереработку и нефтехимию на период 2002–2005 гг. по ЦФП первоначально оценивался в 175,5 млрд руб. (около $6,2 млрд). Однако в соответствии с уточнен­ным в 2002 г. перечнем мероприятий и объектов объем финансирования на 2002–2005 гг. сократился на 27%. (Все предполагается строить без финансовой поддержки государства, за счет заемных средств и ресурсов нефтяных компаний.) Сниженных вложений в отрасль в итоге может ока­заться недостаточно для решения стратегических задач, поскольку не был учтен инфляционный фактор и стоимость привлечения финансов со стороны.

Как отметил в 2004 г. на Международном конгрессе «Новые возможности транзита и перевозки нефти в СНГ и Балтии» ген. директор ОАО «ВНИПИнефть» Владимир Капустин, «модернизация российских НПЗ с це­лью достижения современных стандартов экспорта продукции потребует до 2015 г. инвестиций в размере $7–12 млрд. На дозагрузку российских НПЗ с нынешних 65–70% до 100% и достижения современной глубины переработки понадобится более $12 млрд вложений с низкой окупаемостью. Если же ограничиться компенсацией внутреннего спроса на светлые нефтепродукты постепенной модернизацией НПЗ, то инвестиций потребуется до 2015 г. в объ­еме $7-9 млрд». Это мнение актуально и сейчас. 

Каталитический крекинг

В России каткрекинг – главный способ углубления нефтепереработки. Им располагают (по опубликованным данным) 14 нефте­перерабатываю­щих и нефтехимических предприятий, т.е. лишь каждый второй из крупных и средних НПЗ. Большая часть установок ка­талитического крекинга, будучи спроектированы и построены еще во времена СССР, морально и технически устарели. Часть из них подверглась серьезной реконструкции, а установка каткрекинга в Нижнекамске – это вообще бывшая установка дегидрирования изопентана в изопрен.

Согласно ФЦП, планируется по­строить установки каткрекинга на шести заводах, и суммарная вводимая мощность должна составить 12 млн т/год. В этот перечень не включен «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеорг­синтез» (г. Кстово). Решение о строительстве комплекса глубокой переработки нефти (КГПН) в Кстово на базе процесса каткрекинга по технологии MSCC было принято в 2005 г., хотя строительство комплекса (подготовительный цикл) на­чалось еще в 1994 г. Мощность должна составить 1,8 млн т/год по вакуумному газойлю.

Кстати, первая на территории бывшего СССР установка каткрекинга по технологии MSCC мощностью 1,8 млн т была введена в эксплуатацию еще в 2001 г. на Туркеменбашинском НПЗ (б. Красноводский НПЗ, Туркмения). Она обошлась в $260 млн. Если в эту стоимость не входят капзатраты на сопутствующие объекты инфраструктуры завода, то это очень дорого. Интересно, что построенная в 2004 г. в на Мозырском НПЗ (Беларусь) установка MSCC – только четвертая по этой технологии, хотя всего в мире эксплуатируется несколько сотен установок каткрекинга.

Самая крупная установка каталитического крекинга принадлежит компании «Эксон» (Нью-Джерси, США). Она перерабатывает ок. 6,3 млн т сырья в год.

Гидрокрекинг

Согласно ФЦП, общая мощность новых установок гидрокрекинга в России должна соста­вить 19,09 млн т сырья в год. Из 11-ти НПЗ к настоящему времени построены и введены в эксплуатацию уста­новки гидрокрекинга (фактически КГПН) в Перми («ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез») и Ярославле («Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез»).

Пермский КГПН предназначен для гидроочистки и гидрокрекинга смеси ваку­умных дистиллятов и вторичных компонентов – для выработки глубокоочищенного сырья каталитического крекинга, малосернистого дизельного топлива с низким содержанием арома­тических углеводородов и нафты (для получения высокооктановых бензинов). До этого таких комплексов в мире было всего шесть. Установка гидрокрекинга с блоком гидродеаромати­зации дизельного топлива построена по технологии T-Star компании Texaco. Объем выпус­каемой продукции в год – 2133 тыс. т гидроочищенного вакуумного газойля, 864 тыс. т дизельного топлива, 293 тыс. т стабильного бензина, 71 тыс. т керосина. Ввод в строй КГПН позволил увеличить производство моторных топлив более чем на 1 млн т в год и получать нефтепродукты, соответст­вующие требованиям «Евро-5». Проектная мощность установки по сы­рью 3,5 млн т в год – по этому показателю Пермский КГПН делит первое место в мире с установкой южнокорейской компании LG Oil Corp.   

Ком­плекс гидрокрекинга проектной мощностью 2,14 млн т в год сдан на Ярославском НПЗ в ноябре 2005 г. Гидрокрекинг с производством водорода – самый крупный объект этого КГПН.

В течение многих лет компания «Сургутнефтегаз» пытается соз­дать КГПН на основе процесса гидрокрекинга на своем за­воде в Киришах. Как и в Ярославле, в Киришах строится гидрокрекинг высокого давле­ния – на 170 атм (пермский гидрокрекинг T-Star, где давление в 2 раза меньше, нередко называют «легким»). Пуск комплекса «Киришинефтеоргсинтеза» намечен на 2008 г. Гидрокрекинг позволит увеличить выра­ботку дизельного и реактивного топлив высшего качества, что важно для экспортно-ориентированного киришского завода. Сле­дующая стадия развития производства предусматривает строительство комплекса каткрекинга, что вполне оправдано: тяжелый газойль – прекрасное сырье для каткрекинга.

Некоторые заводы (например, Сызранский НПЗ), не имея средств на капиталоемкий гидрокрекинг, избрали в ка­честве разумной альтернативы модернизацию устано­вок гидроочистки дизельного топлива, построенных в 50–70-е годы XX в., под процесс легкого гидрокре­кинга. Такой подход в разы дешевле, и эксплуа­тационные за­траты при легком гидрокрекинге тоже меньше, чем при обычном (впрочем, как и глубина переработки нефти).

Комбинация процессов

По сравнению со схемами «предгидроочистка газойля → каткрекинг» и «кат­крекинг → гидрооблагораживание продуктов каткрекинга», больший экономический эффект и выход светлых продуктов может быть достигнут по более современной комбинированной схеме «легкий гидрокрекинг → каткрекинг».

Реализуются в мире и более дорогие варианты, включающие гидрокрекинг высокого давления в комбинации с каткрекингом газойля гидрокрекинга, при котором в сырье гидрокрекинга вовле­каются еще и вторичные термогазойли (коксования, висбрекинга) и рециркулирующий газойль каткрекинга (продукт каткрекинга, возвращаемый на гидрокрекинг). В таких схемах дос­тигается максимальная глубина переработки нефти. Но по сумме капитальных затрат это очень дорогие схемы, кото­рые позволить себе большинство российских заводов за редким исключе­нием пока не могут. При этом ясно, что завод, располагающий каткрекингом, может быть гармонично дополнен гидрокрекингом и наоборот. Схемы, в которых присутствуют оба процесса, наиболее эффективны, так как позволяют задействовать и утилизировать максимальное количество тяжелых газойлей, в том числе термодеструктивных процессов, с са­мой высокой степенью конверсии для выработки дорогих моторных топлив.

Тенденция совмещать процессы крекинга достаточно распро­странена в мире благодаря синергетическому эффекту роста их эффективности.

Планов громадье

Несмотря на плачевное в целом положение дел в российской нефтепереработке, позитивные тенденции очевидны. Все отече­ственные нефтяные компании располагают инвестиционными программами, нацеленными на достижение отраслью современного уро­вня.

Эффективность переработки нефти (глубина, выход свет­лых фракций, маржа с каждой переработанной тонны) должна повышаться, как и во всем мире, за счет каталитического и гидрокрекинга. На ряде заво­дов большую роль может сыграть процесс замедленного коксования (УЗК). Газойли за­медленного коксования могут быть вовлечены в сырье гидрокрекинга, а после гидрооблагораживания – в сырье  каткрекинга. С другой стороны, тяжелые остатки каткрекинга и гидрокрекинга могут быть вовлечены в сырье установок УЗК. В случае использования такого сырья на УЗК может быть получен малосернистый кокс электродного качества, потребность в котором растет.

Известно, что процессу гидрокрекинга следует отдавать пред­почтение в сравнении с каткрекингом, если потребность в дизельном топливе и авиакеросине превышает потребность в автобензинах. В России, где производство дизельного топлива в 2 раза превышает его потребление, предпочти­тельней развивать каткрекинг, особенно с учетом его меньшей капиталоемкости и растущего спроса на высоко­октановый автобензин². Уже существующие установки каткрекинга необходимо модернизировать, а на заводах, где они отсутствуют, – строить, иначе глубины переработки выше 75% не достичь.

Задачу повышения качества нефтепродуктов следует решать параллельно с внедрением основных углубляющих процессов – каткрекинга и гидро­крекинга. В случае каткрекинга появляются отличные возможности для произ­водства высококачественных бензинов за счет сопутствующего процесса алкилирования (Кстово). В случае с гидрокрекингом проще повысить объем производства авиакеросина и дизтоплива с уровнем качества, соответствующим современным зарубежным требованиям (Кириши). Совместное наличие на НПЗ процессов каткрекинга и гидрокрекинга – наилучший вариант для производства всего ассортимента высококачественных мотор­ных топлив (Пермь, Ярославль).

Безусловно, все заводы, еще не имеющие изомеризации бензина, обзаведутся этим процес­сом. Изомеризат, наряду с алкилатом, – ценнейший высокооктановый компонент автобензинов, не содержащий бензола, ароматических углеводородов и серы.

Переработка сернистых и высокосернистых нефтей в условиях ужесточающихся требова­ний по содержанию серы в нефтепродуктах потребует дальнейшего развития процессов утилизации сероводорода – получения серы и серной кислоты.

Внедрение каталитического и гидрокрекинга будет сопровождаться  дополнительными процессами – гидрообессеривания, гидродеароматизии, гидрирования, изомеризации и т.д. В конечном счете наличие основных углубляющих процессов создает сырьевую базу для развития нефтехи­мических производств.

Олег Никитин

Консультант: Владимир Догадаев, директор ООО «Д-Мобайл» (vladimir@d-mobile.ru)

ТехДетали (в раздел «Руководствуясь Программой»)

Поскольку в составлении ФЦП принимали участие частные нефтяные компании, доста­точно независимые от правительства, то по мере реализации Программы планы компаний зачастую меняются – корректируются сроки, стоимости, мощности и порой перечни инвестиционных объектов. Так, первоначально мощность изомеризации в Ухте (ОАО «ЛУКОЙЛ-УНП») была определена в 60 тыс. т/год, сейчас же 135 тыс. т/год, иначе не выйти на качество бензинов «Евро-3» и «Евро-4» (и задача по выпуску таких бензинов не ставилась) по содержанию бензола и ароматики согласно требованиям европейской нормали EN-228. Это показали расчеты, выполненные в 2005 г. в ходе Технологи­ческой проработки процесса изомеризации.

ТехДетали

По данным журнала «Нефтегазовые техноло­гии», сейчас в мире пять основных лицензиа­ров процесса каталитического крекинга и восемь лицен­зиаров процесса гидрокрекинга:

Лицензиар	Процесс, особенно­сти, референции
	Каталитический крекинг	Гидрокрекинг
UOP LLC (в сотрудни­честве с BARCO)	MSCC (миллисекундный каткрекинг)	Unicracking (>142 установок)
	FCC/RFCC/PETROFCC
ABB Lummus Global Inc.	FCC (>13 установок)	LC-Fining (>6 установок)
Kellog Brown & Root, Inc.	FCC (>120 установок)	MAKFining HDS (>4 устано­вок)
Shell Global Solution International B.V.	FCC (>30 новых установок и >25 реконструированных)	(>20 новых установок и >12 реконструированных)
		HYCON, остаточное сырье (3 установки)
Chevron Research and Technology Co.		ISOCRACKING (>50 устано­вок)
IFP		Облагораживание вакуумного газойля и газойлей вторичных процессов (>50 установок)
IFP, IFP North America		H-Oil, гидрокрекинг остаточ­ного сырья (7 установок)
		T-Star (8 установок)
VEBA OEL Technolo­gie und Automatisierung Gmbh		Для очень тяжелых нефтей и оста­точных фракций (2 установки)
Stone & Webster Inc., Shaw Group	FCC (>26 новых установок и >100 реконструированных)
	DCC глубокий каткрекинг (>6 установок)
	Каткрекинг остаточного сы­рья

ТехДетали

Первая установка гидрокрекинга (Ангарск) появилась на базе вывезенного из Германии по репарации после II Мировой войны обору­дования для производства синтетического жидкого топлива, уникального для того времени. Так, расчетное давление реакторов составляло 700 атм. Четырехступенчатые во­дородные компрессоры на четыре ступени спо­собны были сжимать водородсодержащий газ до 600–700 атм. Первоначально предполагалось использовать это оборудование для отработки технологии получения синтетического жидкого топлива из каменного и бурого угля (как это делали немцы во время войны). Однако благодаря росту нефтедобычи в СССР проще и дешевле стало получать светлые нефтепродукты первичной перегонкой нефти. А немецкое оборудование использовали на установке гидрокрегинга для гидрокаталитиче­ской обра­ботки вакуумного газойля на масля­ном производстве Ангарского НХК с целью получения вы­сококачест­венных масел. Сейчас это единственное в России производство трансформатор­ного масла марки ГК для высоковольт­ного оборудования.

Второй попыткой развития гидрокрекинга в СССР стало строительство ус­тановки на Уфимском НПЗ им. XXII Съезда КПСС (сейчас ОАО «Уфанефте­хим»). Установка была спроектирована и построена по оте­чественной (скорее всего, негласно заимствованной у американ­цев) техноло­гии. Экономические показатели работы этой ус­тановки были крайне плохими. Полностью эксплуатационные проблемы удалось решить только в 90-х гг. с помощью Французского института нефти (IFP) и пере­хода на импортные катализаторы гидрокрекинга.

ТехДетали

В обозримом будущем сохранится роль процесса каталитического риформинга бензи­нов как одного из двух (второй – каткрекинг) важнейших процессов получения базового компонента автобензинов. Кроме того, риформинг бензинов – самый дешевый способ производства водорода, важнейшего полупродукта на современных НПЗ, поскольку при этом он получается попутно. Но один только риформинг бензинов не может закрыть потребности в водороде НПЗ с глубокой переработкой нефти, и потребуется строительство установок производства во­дорода методом конверсии углеводородов (парового риформинга). 

ТехПоддержка

www.neg.by/publication/2004_01_13_3420.html – о вводе комбинированной установки каткрекинга на Мозырском НПЗ;

www.au92.ru/msgprint/20040514_915jlyc.html – о строительстве комплекса гидрокрекинга в Киришах;

www.epn-consulting.ru/statya.htm – статья «Эффективность применения процесса легкого гидрокрекинга на Саратовском НПЗ»;

www.ucci.org.ua/synopsis/dv/2004/dv0410161.ru.html – статья «Российская нефть и рынок Украины».

Рис. 1. Комплекс гидроочистки вакуумного газойля ЗАО «Рязанская НПК»

Рис. 2. Морской терминал перевалки нефтепродуктов (Ньюфаундленд, Канада)

¹ См. Фе­деральную целевую программу (ФЦП) «Энергоэф­фективная экономика» на 2002–2005 гг. и на пе­риод до 2010 года», подпрограмма «Энергоэффективность топливно-энергетического комплекса», раздел «Модернизация нефтеперерабатывающей промышленности». 

² В Западной Европе ситуация прямо противоположная, что предопределяет преимущественное по­ложение процесса гидрокрекинга в инвестиционных планах.