Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
ВВЕДЕНИЕ
Нефть играет важнейшую роль в экономике и политике большинства капи-« | талистических стран, занимая ведущее место в их топливно-энергетическойi балансе (ТЭБ) (табл. 1). Однако значение нефти выходит далеко за рамкиЙ ведущего энергоносителя. Нефть является сырьем для производства многих I химических продуктов (этилена, пропилена, ароматических углеводородов и Др-), а также смазочных масел, парафинов, битума, кокса и других важнейших видов продукции.
Особенно высокими темпами потребление нефти в развитых капиталистических странах начало возрастать после второй-мировой войны, когда под. влиянием научно-технического прогресса значительно ускорилось превращение нефти в основу мирового ТЭБ. Несмотря на то, что запасы угля значительно превышают запасы нефти (табл. 2), нефть как более экономичный и эффективный вид энергии в 60-е годы окончательно оттеснила уголь на- второе место. Так, в 1970 г. доля нефти в мировом ТЭБ достигла 54,2%, а доля угля снизилась до 22,9% против 52,4% в 1950 г. Этому в немалой степени способствовала хищническая политика транснациональных нефтяных монополий (главным образом монополий США), по баснословно низким ценам выкачивающим нефть из слаборазвитых стран Ближнего Востока, Африки, Азии и Латинской Америки.
Опережающие темпы роста потребления дешевой нефти явились одной из важнейших предпосылок ускоренного экономического развития ведущих капиталистических государств. Например, потребление основных нефтепродуктов в шести ведущих странах капиталистического мира (США, Франции, ФРГ, Великобритании, Италии, Японии) в 1950—1970 гг. возросло в 3,2 раза, а в пяти странах (без США) — в 20,8 раза.
В соответствии со спросом в этот период быстрыми темпами (около 13% в год) увеличивалась добыча нефти, составившая в 1970 г. 1875 млн. т. Необходимо отметить, что запасы нефти в мире распределены неравномерно: если наибольшее количество нефти (75%) потребляется в ведущих капиталистических странах, то основные ее запасы (86%) и добыча (61%) сосредоточены в развивающихся странах (ОПЕК, Мексика) (табл. 3—5). Кроме того, запасы нефти — невозобновляемого источника энергии — сравни нителыю ограничены (примерно 75 млрд, т) и при нынешних темпах потреби, ления их может хватить, по разным прогнозам, на 30—70 лет. Уже к началок 70-х годов стало очевидно, что темпы роста потребления нефти заметно опе^- режают темпы прироста ее разведанных запасов.
Все эти факторы в сочетании с общей неустойчивостью развития экономики капиталистического хозяйства способствовали возникновению в 1973 г. энергетического кризиса и установлению странами — членами ОПЕК эмбарго на продажу нефти, в результате чего цены на нее резко поднялись.
В 1973—1985 гг. нефтяная стратегия как стран-потребителей, так и стран-экспортеров нефти определялась действием двух указанных факторов: ограниченностью мировых запасов нефти (объективный фактор) и резким
повышением цен на нефть (с 13 до 254 долл/м3) в 1972—1981 гг. (субъективный фактор).
Стремительное повышение цен на нефть не замедлило сказаться на темпах ее потребления. Комплекс мер по экономии нефти и замене ее альтернативными источниками энергии (ядерной энергией, природным газом, углем и др.) привел к тому, что доля нефти в ТЭБ развитых капиталистических государств — основных потребителей нефти' — начала постепенно снижаться. Эта тенденция сохранится и в перспективе, причем наиболее наглядно она проявляется в Японии и странах Западной Европы, которые свои потребности в нефти практически полностью удовлетворяют за счет импорта (за исключением Великобритании и Норвегии).
Нефтеперерабатывающая промышленность развитых капиталистических стран формировалась в основном в послевоенные годы. Структура нефтепереработки в этот период соответствовала структуре спроса на нефтепродукты. Важную роль в странах Западной Европы и Японии играло остаточное котельное топливо. В отдельных странах его доля в структуре потребления превышала 40%. Поэтому для указанных стран до 1973 г. были характерны неглубокая переработка нефти и выпуск значительного (более 40%) количества остаточного котельного топлива. Мощности процессов деструктивной переработки нефти (каталитического, термо- и гидрокрекинга) были невелики. Резкое падение спроса на остаточное котельное топливо привело» к недогрузке мощностей нефтеперерабатывающей промышленности (табл. 6)^ причем’ситуация дополнительно усугублялась тем, что в течение нескольких лет после 1973 г. продолжали входить в строй НПЗ, строительство которых началось еще до возникновения энергетического кризиса. Это в свою очередь обусловило низкий уровень рентабельности нефтеперерабатывающей прот мышленности, с одной стороны, и невозможность удовлетворить спрос на. светлые нефтепродукты/с другой.
В связи с этим перед нефтеперерабатывающей промышленностью развитых капиталистических стран встала задача ликвидировать избыток мощностей по первичной переработке нефти и устранить диспропорцию между спросом и предложением на светлые нефтепродукты за. счет углубления пет реработки нефти. Уже сейчас в странах Западной Европы, США и Японии закрыты десятки заводов и установок по первичной переработке нефти.
Задача углубления переработки нефти по-разному формулируется в странах Западной Европы, Японии и США. Для первых двух регионов в- ближайшие годы наиболее актуальной является деструктивная переработка тяжелых дистиллятных фракций (с помощью процессов каталитического» крекинга и гидрокрекинга) — первый этап углубления. Для США, где и до 1973 г. была характерна довольно глубокая переработка нефти (выход светлых до 78% против примерно 45% в Западной Европе), на первое место выдвигается задача деструктивной переработки остатков — второй этап углубления, связанный со значительно большими технологическими трудностям ми и несравненно более высокими капитальными вложениями.
В настоящее время в Западной Европе реализуется широкая программа? наращивания мощностей деструктивных процессов переработки нефти. В ближайшие годы намечается увеличить мощности этих процессов более чем? в ^Д раза путем строительства главным образом установок каталитического крекинга флюид (ККФ) и гидрокрекинга.
Наряду со строительством новых установок деструктивной переработки нефти значительное развитие получает переоборудование под эти процессы некоторых бездействующих установок. Так, в США, Западной Европе и Японии ряд установок атмосферной перегонки переоборудуют под процесс висбрекинга. При этом одновременно сокращают избыточные мощности по первичной переработке йефти, что повышает рентабельность НПЗ. Установки гидрообессеривания остатков и гидроочистки средних дистиллятов путем замены катализатора и минимальной реконструкции переводят на режим легкого гидрокрекинга. Разумеется, такую адаптацию действующих установок нужно рассматривать как паллиативные меры, поскольку выход и качество светлых продуктов при этом уступают соответствующим показателям ККФ и гидрокрекинга. Однако с учетом огромных капиталовложений, необходимых для строительства новых установок, этот путь в ряде случаев является единственно возможным для владельцев НПЗ, терпящих в последние годы значительные убытки из-за чрезвычайно низкой загрузки мощностей заводов.
Реализация указанных мероприятий позволит уже в ближайшие годы повысить выход светлых нефтепродуктов до 65—70% против 52,5% в 1972 г.
Предпринятые в основных нефтепотребляющих странах активные меры по экономии энергии и замене нефти (точнее, остаточного котельного топлива) в ряде традиционных областей ее применения альтернативными энергоносителями, а также общий спад промышленного производства в капиталистическом мире привели к тому, что потребление нефти за рубежом в последние годы начало сокращаться. В связи с этим в 1982—1985 гг. стабилизировались, а затем и постепенно снизились цены на нефть (до 214 долл/м3 в 1985 г.). Это может несколько замедлить реализацию программ углубления переработки нефти, однако не сможет, учитывая ограниченность мировых запасов нефти, изменить глобальной стратегии ведущих капиталистических государств, направленной на сокращение расходования нефти и максимально рациональное ее использование»
Проблему углубления переработки нефти в развитых капиталистических странах решают с учетом ухудшения качества нефти (увеличение содержания серы и уменьшение содержания легких фракций) и ужесточения требований к охране окружающей среды. В последние годы, в частности, значительно ограничено содержание серы в моторных и энергетических топливах, что привело к ускоренному росту мощностей процессов гидроочистки и гидрообессеривания нефтяных дистиллятов и остатков. Существенное влияние на структуру нефтеперерабатывающей промышленности оказывают в последнее десятилетие постепенный отказ от использования (или сокращение использования) в качестве антидетонационной присадки к автобензинам соединений свинца (тетраэтил- и тетраметилсвинца) и соответствующее повышение октановых характеристик суммарного бензинового фонда. В результате увеличились мощности процессов каталитического крекинга, риформинга, алкилирования и др., что в свою очередь привело к заметному росту расхода нефти на производство бензина.
В процессе совершенствования -структуры нефтеперерабатывающей промышленности, направленного на углубление переработки нефти, развитии капиталистические страны учитывают еще один фактор, влияние которого юсобенио заметно стало проявляться после 1973 г. Речь идет о быстром развитии нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности в ря-
Таблица 1. Структура ТЭБ капиталистического мира (по потреблению), %
Годы
Энергоносители
1950
I96 0
1970
1975
1980
1990
2000-
Нефть
Природный газ
Уголь
Гидро- и ядерная энергия
33,7
12,1
52,4
1,8
43,8 17,7 35,9
2,6
54,2
20,6
22,9
2,3
52,3 19,0 19,4
9,3
51,6
18,3
19,3
10,8
42,3
19,3
22,9
15,5
35,3 17,6 25,4 21,7
Таблица 2. Структура запасов, добычи и потребления Р^^ых 0/ энергоносителей в капиталистическом мире в iuo ., о.
Энергоносители
Я Я с ГО ГО го го
kt
ГО щ У ГО
S
гдЗ
\о
-V (у
&S ГО = С
Энергоносители
А ГО
2 ^ я
£ у
2,3 3
" го
'gag
\6
Нефть
Природный газ
Уголь
25
13
54
56
20
21
52 (44)
19 (19)
19 (22)
Ядерная энергия
Гидроэнергия и пр.
8
3
3 (7>
7 (8)
Примечание. В скобках — данные прогноза на 1990 г
Таблица 3. Запасы нефти.,
Годы,
Регион
1972
I 977
1981 (оценка)'
76776
74406
79728
Капиталистический мир, всего
100,0
100,0
100,0
В том числе
6730,6
6753
4998
Северная Америка
8,8
— 9,1
6,3
4175,4
3714
11969
Центральная и Южная Америка
5,4
5,0
15,0
13299
7535
7066
Африка
17,3
10,1
8,9
49 91
50129
49757
Ближний Восток
64,3
67,4
62,4
1186
3635
3368
Западная Европа
1,5
4,9
4,2
Примечание. Здесь и в табл. 4, 5 в числителе — в млн. т, в знаменателе
Де нефтедобывающих стран (страны—члены ОПЕК, Мексика), которые стремятся от экспорта нефти перейти к экспорту нефтепродуктов и осуществля- 101 в связи с этим крупномасштабное строительство новых нефтеперерабаты- Вающих и нефтехимических заводов и установок.
Таблица 4. Добыча нефти
Регион
Годы
1972
1977
1 981
2080,4
2138,5
2128,1
Капиталистический мир, всего В том числе
100,0
100,0
100,0
542,8
471,4
552,0
Северная Америка
26,1
20,3
25,9
243,0
223,5
311,6
Центральная и Южная Америка
11,7
9,6
14,6
282,7
309,5
225,2
Африка
13,6
13,3
10,6
902,4
. 1113,4
779,3
Ближний Восток
43,4
48,0
36,6
15,6
62,6
124,7
Западная Европа
0,7
2,7
5,9
Япония.
0,7
0,6
0,4
0,03
0,03
0,02
Таблица 5. Потребление нефти
Годы
Регион
1972
1 977
1 982
Капиталистический мир, всего
2131,8
2458,9
2219,0
В том числе
100,0
100,0
100,0
885,1
Северная Америка
994,9
871,1
41,5
40,5
39,3
Центральная и Южная Америка
157,2
198,7
170,0
7,4
8,1
7,7
Африка'
46,9
59,1
81,2
2,2
2,4
3,7
Ближний Восток
62,9
92,8
108,7
3,0
3,8
4,9
Западная Европа
644,9
678,4
602,7
30,3
27,6
27,2
Япония
202,2
258,3
229,5
9,5
10,5
10,3
Таблица 6. Характеристика нефтеперерабатывающей промышленности
1962 г.
1 972 г.
1984 г.
Q
6 ”
6 ,
с
к \о
-8- у
а ft
Регион,
Я ч 2
страна
ч 2
з Го л
Я ч 2
* = л
S
К
g
1
о н
й ¥ я
1
О я
§ S 2
1
£
° и 2 о ° В
2
2
СО
2
Капиталистичес-
1129,4
88,8
57,5
2339
88,7
52,5
2783,6
кий мир, всего
В том числе
-
Северная Амери-
ка
США
487,0
85,0
75,7
651,4
91,5
78,2
745,8
77,9
75,9
Канада
49,5
84,8
64,8
89,0
85,8
60,9
92,1
79,5
68,7
Западная Европа
238,2
94,0
44,3
836
83,8
44,6
.776^3
61,8
60,0
Великобрита-
51,8
97,7
42,8
122,3
88,2
43,1
99,7
71,4
46,0
НИЯ
Италия
37,6
98,9
42,6
178,4
70,7
36,2
153,6
56,2
50,3
Франция
43,3
93,5
48,6
138,4
.87,3
51,2
118,4
70,0
59,2
ФРГ
45,4
87,9
35,7
133,9
82,4
50,3
107,8
71,1
74,2
Япония
51,6
74,2
34,4
224,6
90,7
28,7
24&Д
. 65,9
51,9
Стра'ны — члены
118,2
89,6
35,3
194,0
80,0
35,9
248,3
—
—
ОПЕК
Примечание. В светлые нефтепродукты входят авиа- н автобензин, керосин, реактивное топливо, средние дистиллятные фракции.
Спрос на различные нефтепродукты изменялся неодинаково. Наиболее резко упал спрос на остаточное котельное топливо, которое сравнительно легко можно заменить на электростанциях и в промышленных печах природным газом, углем и т. д. Реальная же альтернатива наиболее ценным светлым нефтепродуктам (моторным топливам и нефтехимическому сырью) чока не найдена и вряд ли будет найдена в ближайшие десятилетия, в связи с чем спрос на эти нефтепродукты сохранится неизменным или даже возрастет.
Ниже анализируются современное состояние и перспективы развития нефтеперерабатывающей промышленности за рубежом на примере семи ведущих капиталистических государств (США, Японии, Канады, Великобритании, Италии, Франции и ФРГ) и основных нефтедобывающих стран — членов ОПЕК и Мексики.
Глава 1
СЫРЬЕВАЯ БАЗА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ КАПИТАЛИСТИЧЕСКИХ СТРАН
Основным источником сырья для нефтеперерабатывающей промышленности является нефть, хотя предприятия отрасли перерабатывают также различные виды углеводородного сырья — тяжелые углеводороды природного газа, газоконденсат, продукты ожижения угля и сланцев (так называемая синтетическая нефть). Поэтому от того, где, в каком количестве и какого’качества производится нефть, во многом зависит развитие нефтеперерабатывающей промышленности. В свою очередь объемы производства нефти определяются ее запасами и степенью нх разведанности.
По литературным данным, на земле имеется достаточно доступных потенциальных ресурсов нефти, чтобы обеспечить развитие мировой экономики на обозримое будущее. Так, согласно данным компании «Экссон», в мире идентифицировано 600 нефтеносных районов, 160 из них разрабатываются либо тщательно исследованы, 240 изучены в различной степени, чаще всего счень поверхностно, 100 практически не исследованы из-за неблагоприятных 'природных условий. Максимальные извлекаемые запасы нефти в капиталистическом мире оцениваются в 200 млрд, т, нз пнх около 20% приходится на развитые капиталистические страны.
Основным отличием предстоящего периода с точки зрения географии и экономики разведки и добычи нефти от предыдущего наряду с внедрением методов, обеспечивающих повышение нефтеотдачи пласта на существующих .месторождения^, является переход к освоению глубокозалегающих и низко- кондиционных месторождений, находящихся в основном в труднодоступных и малоосвоенных районах мира. Это в свою очередь существенно увеличивает затраты на производство, которые в 3—5 раз больше по сравнению с современным уровнем.
Доказанные запасы нефти в промышленно развитых капиталистических и развивающихся странах на конец 1983 г. составляли 79,6 млрд, т (табл. 1.1). Степень обеспеченности текущей добычи доказанными запасами нефти возросла за 1970—1983 гг. с 37 до 39 лет. Около 90% доказанных запасов нефти сосредоточено в развивающихся странах. В промышленно развитых капиталистических государствах они определены в 8,3 млрд, т. Прн этом степень обеспеченности текущей добычи доказанными запасами составляет около 14 лет.
Из доказанных запасов нефти капиталистических н развивающихся стран три четверти приходится на страны — члены ОПЕК, причем 60% на страны, расположенные на Ближнем и Среднем Востоке. По наличию ресурсов и объему добычи ведущее положение в ОПЕК принадлежит странам Персидского залива — Саудовской Аравии, Кувейту, Ирану, Ираку и Объединенным Арабским Эмиратам.
*. Самый крупный производитель нефти средн стран — членов ОПЕК —
Саудовская Аравия, обладающая огромными доказанными запасами нефти, определяемыми, по самым осторожным оценкам, в 22 млрд. т. Эта страна
хотя и имеет все технические возможности для обеспечения добычи нефти в размере 600 млн. т в год, в настоящее время производит около 300 млн. т. Такое положение объясняется как желанием поддержать цены на нефть на нынешнем уровне, так и истощением запасов легкой нефти, которое происходит более высокими темпами, чем тяжелой (в соотношении 65:35), и соответственно стремлением выравнить указанное соотношение до 50 : 50. Это фактически означает снижение общих темпов добычи нефти в стране. В соответствии с имеющимися прогнозами в 1990 г. производство нефти в Саудовской Аравии составит 300—350 млн, т в год, а к концу нынешнего столетия может возрасти до 400 млн. т в год.
Доказанные нефтяные запасы Кувейта и технические возможности страны позволяют поддерживать добычу нефти до 2000 г. на уровне 300 млн. т в год. Однако в 1983 г. добыча составила лишь 54 млн. т и, по имеющимся прогнозам, может возрасти к 2000 г. до 75 млн, т в год.
Максимальная добыча нефти в Иране отмечена в 1974 г. — 300 млн. т в год. В настоящее время правительством страны взят курс на наращивание темпов добычи, которая при соответствующем техническом оснащении может достигнуть, по имеющимся прогнозам, к 2000 г. 175 млн. т в год.
Четвертое место по запасам нефти среди стран Ближнего и Среднего Востока занимает Ирак. Однако, как считают специалисты, запасы этой страны полностью не разведаны. Добыча нефти к 1990 г. может возрасти до 175 млн. т в год, но к концу столетия, если не будут открыты новые месторождения, сократится до 125 млн. т.
Добыча нефти в Объединенных Арабских Эмиратах к 2000 г. может подняться до 125 млн. т в год.
В целом по ОПЕК добыча нефти к 1990 г., по прогнозам, достигнет 1,32 млрд, т, а к 2000 г. несколько уменьшится (до 1,28 млрд. т). Можно ожидать, что экспортные возможности стран — членов ОПЕК с 1985 по 1990 г. останутся без изменения на уровне 1,1 млрд, т, а к концу столетня начнут снижаться и составят около 900 млн. т в год, тогда как в 1981 г., страны — члены ОПЕК экспортировали около 1 млрд,, а в 1977 г. — 1,45 млрд, т нефти.
Несмотря на снижение общемирового спроса на нефть и падение производства в странах — членах ОПЕК, в последние годы отмечается рост ее Добычи в капиталистических странах, не входящих в эту организацию: Мексике, Великобритании, Египте, Омане, странах Африки, расположенных к югу от Сахары, Малайзии. В первую очередь это относится к Мексике, доказанные запасы нефти которой оцениваются в 6,8 млрд, т при сравнительно слабой разведанности (около 10%) территории потенциально нефтеносных зон. По добыче нефти Мексика в 1983 г. вышла на уровень 139 млн. т, существенно увеличился и ее экспорт. В соответствии с разработанной энергетической программой нефтяная промышленность будет играть важнейшую роль в развитии экономики Мексики в ближайшем десятилетии. Экспорт нефти и нефтепродуктов рассматривается как основной источник валютных поступлений, которые можно будет использовать для модернизации других ведущих отраслей страны. В соответствии с программой намечается довести производство нефти в 1990 г. до 205 млн. т, а экспорт сохранить на уровне 982 г. На протяжении долгого времени почти весь нефтяной экспорт Мексики приходится на США, но в последние годы наблюдается стремление
расширить число стран-покупателей мексиканской нефти и уменьшить зависимость от США, куда намечается экспортировать до 1990 г. не более 50% продаваемой нефти.
Как отмечалось, одним из источников сырья нефтеперерабатывающей промышленности является так называемая синтетическая нефть “ продукты переработки угля, сланцев, битуминозных песков (табл. 1.2). С особой силой вопрос получения «синтетического» углеводородного сырья обострился после энергетического кризиса, который, с одной стороны, показал уязвимость экономики капиталистических стран с точки зрения возможностей обеспечения энергетическими ресурсами, а с другой — привел к существенному повышению цен на нефть.
К началу 1980 г. работы по производству «синтетических» топлив велись практически во всех промышленно развитых капиталистических странах, а также в ряде развивающихся стран. На 1979—1981 гг. приходится пик активности не только в области создания новых процессов и технологии ожи- жения и газификации угля и производства сланцевой нефти, но и по числу предполагаемых проектов строительства заводов по производству «синтетических» топлив.
Экономические расчеты по планируемым проектам показывали, что к моменту пуска заводов дри сохранении темпа роста стоимости энергии на 2 ровне конца 70-х годов себестоимость «синтетических» топлив, в частности Нефти из горючих сланцев, будет близка к ценам обычной нефти. Однако в в 1981 г. рост цен практически прекратился, а ее поставки стабилизировались. За счет мер по экономии снизилось потребление моторных топлив в ряде стран (особенно в США). Такое изменение конъюнктуры вместе с общим спадом в экономике отразилось и на состоянии разработок по «синтетическому» топливу, особенно на сроках реализации проектов промышлен- т:ого производства и соответственно на оценках возможных объемов получения таких топлив в перспективе.
Так, если в 1981 г. объем производства жидкого «синтетического» топ- -лива в капиталистических странах в 1990 г. оценивался в 62,5, а в 2000 г. —• в 302,5 млн. т, то в 1983 г. прогнозы получения «синтетических» топлив были менее оптимистичны (табл. 1.3). В то же время достаточно активно продолжается отработка на пилотных установках многих процессов производства «синтетических» жидких топлив, в частности, в США финансирование таких разработок практически не уменьшается. Цель исследований —■ создание вариантов надежной технологии, чтобы при необходимости производство «синтетических» топлив могло бы быть организовано в кратчайшие сроки.
Таким образом, в обозримой перспективе, несмотря на предпринимаемые капиталистическими странами меры по организации производства жидкого углеводородного сырья из нетрадиционных источников, нефть будет оставаться практически монопольным источником сырья для нефтеперерабатывающей промышленности, а также сохранит, как вид топлива, ведущее положение в ТЭБ этих стран. Степень самообеспеченности развитых капиталистических стран нефтью в целом до 1990 г. останется на современном уровне (примерно 37%). Потребность этих стран в нефти и в перспективе будет в значительной степени удовлетворяться за счет импорта, в первую очередь из стран Ближнего и Среднего Востока. Уровень добычи в странах-
экспортерах не только будет Зависеть от потребности в нефти и развития альтернативных энергетических источников, но и во многом будет определяться заинтересованностью в росте добычи.
Характеристика сырьевой базы нефтеперерабатывающей промышленности предполагает анализ качества нефтей, направляемых на переработку (табл. 1.4).
Наиболее широкий диапазон свойств характерен для нефтей восточного полушария (страны тихоокеанского побережья Азии). Выход бензина колеблется от 7 до 43% при плотности 'нефтей от 0,8063 до 0,8816. Однако основное свойство этих нефтей — низкое содержание серы (0,1%), что позволяет использовать получаемые остатки >360°C в качестве тяжелых компонентов котельных топлив. Широкий диапазон выходов продуктов характерен также дл,я нефтей латиноамериканского региона, наибольшие выходы остатков типичны для высокосернистых, особенно тяжелых, нефтей. Аналогичными свойствами обладают и нефти Ближнего и Среднего Востока, хотя они характеризуются самым высоким содержанием серы. Наименьшие колебания выхода продуктов типичны для нефтей Западной Европы, в основном североморских. Эти нефти обладают относительно высокой плотностью и низким содержанием серы. Нефти Африки малосернисты, но, будучи легче нефтей Ближнего Востока, отличаются узким интервалом выходов продуктов.
Важное значение имеет качество остатков первичной переработки нефтей (табл. 1.5), во многом определяющее набор технологических процессов, требующихся для получения необходимых нефтепродуктов.
Наибольшие колебания показателей плотности, содержания серы и металлов характерны для остатков из нефтей Ближнего и Среднего Востока и Латинской Америки. Для нефтей указанных регионов большой выход остатков обычно связан с высокими плотностью, содержанием серы, но не очень высокой температурой застывания остатков. Эти свойства остатков в сочетании с высоким содержанием углеводорода делают их ценным сырьем для производства битумов. Напротив, остатки из нефтей азиатского и тихоокеанских регионов, характеризуются высокими содержанием парафинов и температурой застывания, но низкими плотностью и содержанием серы и металлов, что характерно и для некоторых парафинистых нефтей Африки. Это позволяет получать из них при вакуумной перегонке высококачественное сырье каталитического крекинга. Остатки вакуумной перегонки при этом можно использовать для производства электродного кокса.
Добыча нефти в предстоящие годы с точки зрения качественной ее характеристики, вероятно, не будет существенно отличаться от предыдущего периода до 1980 г., поскольку влияние тяжелых и высокосернистых ближневосточных и других нефтей в какой-то мере будет уравновешиваться возрастающей долей добычи европейских нефтей. Прогнозы добычи нефти на 1985 г. предусматривали среднюю плотность в пределах 0,8654—0,8670 и среднее содержание серы — от 1,26 до 1,30% (масс.).
Характеристика сырьевой базы ведущих капиталистических стран приведена ниже.
США из рассматриваемых стран имеют наиболее высокий уровень добычи нефти. Доказанные запасы нефти на конец 1983 г. составляли около 40% запасов промышленно развитых капиталистических стран. Доказанные запасы нефти могут обеспечить потребности нефтеперерабатывающей про-
.мышленности страны в течение 6 лет, а текущую добычу — менее 9 лет, США являются не только одним из крупнейших производителей нефти в капиталистическом мире, но и крупнейшим ее импортером (табл. 1.6).
Нефтеперерабатывающая промышленность США традиционно ориентировалась на использование высококачественных легких и малосернистых нефтей;' только 40% мощностей до последнего времени было пригодно для переработки средне- и высокосернистых нефтей.
Увеличение доли тяжелых и высбкосернистых нефтей в структуре добываемых нефтей в США выдвигает задачу обеспечения в ближайшие годы поставок нефтей требуемого качества (табл. 1.7).
В соответствии с имеющимися данными доля малосернистых нефтей в балансе переработки к 1990 г. составит 41"45% против 54% в 1978 г. Основными экспортерами нефти в США традиционно являлись страны — члены ОПЕК и Канада. В последнее время их существенно потеснили Мексика и Великобритания, на долю которых в 1983 г. приходилось около 40% общих поставок нефти в США, а по объему экспорта Мексика вышла на первое место, обогнав Саудовскую Аравию. Впервые с 1973 г. экспорт нефти из стран —■ членов ОПЕК был меньше, чем из стран, не входящих в эту организацию (табл. 1.8).
В США имеется около 20 тыс. месторождений нефти. К началу 1982 г. накопленная добыча в стране составила 18 млрд, т, а запасы нефти всех категорий, кроме доказанных, оценивались в 40 млрд. т. Считают, что примерно половина необнаруженных извлекаемых запасов находится на Аляске и более четверти — на континентальном шельфе.
Повышение цен на нефть и отмена в 1981 г. контроля над ними на американском внутреннем рынке стимулировали расширение разведки и разработки нефтяных месторождений, что в свою очередь повлияло и на замедление сокращения доказанных запасов нефти в стране. В последние годы в США существенно возрос интерес к разработке старых месторождений» где извлечение нефти находится на уровне 30% геологических запасов. Считают, что применение различных методов интенсификации добычи позволит повысить коэффициент нефтеотдачи эксплуатируемых месторождений до 40% и за счет этого добыча нефти в 80-е годы может возрасти на 100 млн. т в год. Несмотря на интенсификацию добычи нефти, производство ее к 2000 г. на эксплуатируемых в настоящее время месторождениях существенно сократится и, по различным прогнозам, будет находиться на уровне 180— 200 млн. т. На новых месторождениях, которые будут освоены к этому времени, она составит около 180 млн. т.
Перспективным источником обеспечения потребностей страны в жидком углеводородном сырье является «синтетическая» нефть. По расчетам американских специалистов, ресурсы «синтетической» нефти из угля составляют 110,8, а из горючих сланцев — 34,3 млрд, м3 в нефтяном эквиваленте. В настоящее время созданы и испытаны технологические процессы получения «синтетической» нефти путем переработки угля, сланцев, битуминозных песков, биомассы. Имеется несколько крупных опытно-промышленных установок. Однако широкое промышленное внедрение этих процессов вряд ли. будет осуществлено до конца нынешнего столетия, что связано как со снижением потребностей в нефти, так и с необходимостью привлечения огромных
капитальных вложений и нерешенностью ряда проблем, в том числе экологических.
Добыча нефти (включая производство жидких углеводородов на газоперерабатывающих заводах), согласно различным прогнозам, составит в 1990 г. 440—490 млн. т, импорт жидкого топлива будет на-уровне 200— '250 млн. т при общем потреблении жидкого топлива в 1990 г. 680—725 млн. т. Таким образом, в ближайшее десятилетие США значительную часть своих потребностей в сырье .для нефтеперерабатывающей промышленности . будут удовлетворять за счет импорта, и такое положение, вероятно, сохранится до 2000 г.
Канада — одна из немногих промышленно развитых капиталистических стран, обладающих довольно значительными запасами нефти. В 1983 г. доказанные запасы нефти оценивались в 906 млн. т. Обеспеченность текущей добычи доказанными запасами оценивается в 13 лет. Основные центры добычи нефти в Канаде сосредоточены в западных провинциях страны. В 1976 г. на их долю приходилось более 80% добываемой нефти. В то же время около 70% мощностей нефтеперерабатывающей промышленности расположены в районах, лишенных собственных нефтяных ресурсов (Онтарио, Квебек, провинции атлантического побережья). Неравномерное распределение нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности по территории страны вынуждает Канаду часть нефти из западных провинций экспортировать и. импортировать нефть для обеспечения сырьем нефтеперерабатывающих предприятий в других районах (табл. 1.9).
До середины 70-х годов Канада являлась крупным экспортером нефти, а практически монопольным потребителем ее были западные и северо-западные районы США, связанные системой трубопроводов с нефтяными месторождениями на западе Канады. К началу 80-х годов экспорт нефти существенно уменьшился и в настоящее время находится на уровйе 15— *20 млн. т/год. Значительно снизился и импорт нефти, составивший в 1983 г. 12,4 млн. т. Основными поставщиками нефти в Канаду до 1982 г. были Саудовская Аравия и Венесуэла, а в последние годы к ним прибавилась Мексика (табл. 1.10).
Важным ресурсом жидкого топлива в Канаде являются нефтеносные песчаники и тяжелая нефть, извлекаемые -запасы которых оцениваются в 33,9 млрд. м3. Темпы разработки экономически рентабельных месторождений нефтеносных песчаников в Канаде в 80-е годы будут, как полагают, зависеть в основном от внутренней политики страны, а также от возможности создания в нужных масштабах соответствующего оборудования, решения экологических проблем и подготовки квалифицированного персонала. Разрабатываемые с 1978 г. запасы нефтеносных песчаников Атабаски оцениваются в 14 млрд. т.
В соответствии с разработанной в 1980 г. и скорректированной в 1982 г. Национальной энергетической программой Канада к 1990 г. должна выйти на уровень добычи нефти, полностью обеспечивающий потребности страны. По прогнозам, спрос на нефть в 1990 г. составит 232,9 тыс. м3/сут, что примерно на 18% ниже, чем потреблялось в 1980 г.
- Потребности в нефти планируется обеспечить за счет месторождений на западе Канады (84,3 тыс. м3/сут), новых месторождений, разработка которых будет стимулироваться политикой цеи (73,9 тыс. м3/сут), удаленных
месторождений (47,7 тыс. м3/сут), а также за счет «синтетической» нефти из битуминозных песков. Импорт нефти к 1985 г. намечается сократить до 32 тыс. м3/сут, а к 1990 г. прекратить.
Великобритания до середины 70-х годов потребность в нефти практически полностью обеспечивала за счет импорта, хотя к 1970 г. в Северном море были открыты крупные месторождения, доказанные запасы которых уже в 1982 г. оценивались примерно в 2 млрд. т. Начавшийся в 1973 г. стремительный рост цен на нефть ускорил их разработку и уже в 1982 г. добыча нефти в Великобритании превысила L00 млн. т. Страна из импортера превратилась в нетто-экспортера нефти и в настоящее время входит в число1 10 крупнейших капиталистических стран-производителей нефти, . занимая второе место в капиталистическом мире по ее добыче на континентальном шельфе (табл. 1.11).
Несмотря на наличие собственных ресурсов нефти, способных полностью1 удовлетворить потребности нефтеперерабатывающей промышленности Великобритании в сырье, значительная ее часть покрывается за счет импорта (45% в 1982 г.). Основные экспортеры нефти в Великобританию — страны Ближнего и Среднего Востока, на долю которых в 1982 г. приходилось 65% поступившей в страну нефти, а также Норвегия (табл. 1.12). Основные импортеры английской нефти — США и страны Западной Европы, фирмы которых в свою очередь активно участвуют в разработке месторождений в. Северном море. Так, на основании анализа имеющихся лицензионных соглашений, проведенного журналом «Интернэшнл петролеум тайме» в 1978 г.,. 44% извлекаемых запасов нефти, разрабатывавшихся в то время 13 месторождений, принадлежало английским компаниям, 42% — американским,, 10% — голландским, 4% — канадским, норвежским и западногерманским фирмам.
Увеличение экспорта североморской нефти объясняется двумя обстоя- тельствади. С одной стороны, это высокое качество нефти: она легка, содержит мало серы и поэтому на мировых рынках продается по более высоким ценам, что дает возможность Великобритании существенно поправить состояние платежного баланса. Так, в 1977 г. стоимость добытой в Северном море нефти Превысила расходы на импортное оборудование и услуги, необходимые для разведки и добычи нефти в этом районе (удельные затраты на добычу 1 барр./сут в Северном море — 1000-1600 ф. ст. против 40— 60 ф. ст. на Ближнем и Среднем Востоке и около 400 ф. ст. в Нигерии). С другой стороны, многие британские НПЗ предназначены для переработки средних и тяжелых нефтей Ближнего н Среднего Востока, из которых производится значительное количество тяжелых нефтепродуктов, в связи с чем перестройка этих НПЗ считается невыгодной.
В соответствии с имеющимися прогнозами Великобритания до 2000 г. будет полностью обеспечивать себя нефтью, хотя с середины 80-х годов Британское правительство, вероятно, попытается ограничить добычу нефти уровнем потребления в стране.
ФРГ обеспеченность добычи на нынешнем уровне доказанными запасами нефти (42,1 млн. т в 1983 г.) оценивает в 10 лет, и только в течение 5 месяцев запасов нефти достаточно для удовлетворения потребностей страны в жидком топливе (табл. 1.13). Потребности страны в нефти на 95% обеспечиваются за счет импорта. Основные поставщики нефти в ФРГ — Са-
удовская Аравия, Ливия, Алжир, Нигерия, а в последние годы — Великобритания и Норвегия (табл. 1.14).
Ресурсы нефти в ФРГ сосредоточены в основном в земле Нижняя Саксония, где и осуществляется большая часть геологоразведочных работ, объем которых в стране с 1975 по 1981 г. увеличился на 28%. Проводимые работы по поиску месторождений нефти на шельфе в западногерманском секторе Северного моря не принесли успеха, и существует мнение об отсутствии обнадеживающих перспектив обнаружения нефтяных месторождений в будущем.
Важное значение придается в ФРГ деятельности западногерманских нефтяных компаний в других странах. Правительство оказывает финансовую помощь частным компаниям и государственной фирме «Деминекс», осуществляющим разведку и добычу нефти за границей. Число стран, в которых западногерманские фирмы ведут добычу нефти, в 1981 г. достигло девяти, а объем добытой нефти в 1980 г. составил 5,8 млн. т, в том числе на долю фирмы «Деминекс» приходилось 2,3 млн. т, в основном в Северном море. Считают, что в перспективе за счет добычи нефти в других странах ФРГ сможет обеспечить до 15% потребностей в нефти.
В ФРГ, как и в других капиталистических странах, ведутся работы по изучению возможности замены нефти «синтетическим» жидким топливом, получаемым из угля, но в ближайшей перспективе трудно ожидать существенного влияния этого источника на энергетический баланс страны.
Франция практически не имеет собственных запасов нефти. Обеспеченность текущей добычи нефти доказанными запасами составляет 10 лет, а потребления нефти — 2 месяца (табл. 1.15). Потребности страны в нефти практически полностью удовлетворяются за счет импорта. Основные поставщики нефти — страны Ближнего и Среднего Востока и Африки, а в последние годы также Великобритания, Норвегия и Мексика (табл. 1.16).
В последние годы во Франции отмечается повышение активности в поисках новых месторождений нефти. Так, с 1975 по 1981 г. инвестиции в разведку и добычу нефти увеличились более чем в 4 раза. Но несмотря на интенсивные систематические геологоразведочные работы на территории страны и на континентальном шельфе существенных результатов не получено. Одним из важных факторов, обеспечивающих стабильность нефтеснабжения страны, считается участие французских фирм в разведке и добыче нефти за рубежом.. В настоящее время они ведут разведку на нефть в 40 странах.
Потребность в нефти Франция и в перспективе будет удовлетворять за счет импорта. В целях обеспечения надежности нефтеснабжения Франция практикует заключение двухсторонних соглашений с развивающимися- странами-экспортерами нефти, предусматривающих оплату жидкого топлива поставками французских машин и оборудования.
Италия имеет доказанные запасы нефти в 103,2 млн. т. Годовая добыча находится на уровне 1,5 млн. т (табл. 1.17). Потребность в нефти Италия, как ФРГ и Франция, практически полностью удовлетворяет за счет импорта (табл. 1,18). Нефть импортируется в основном из стран Ближнего и Среднего Востока (главным образом из Саудовской Аравии, Ирака, Ирана) и Африки (Ливии, Нигерии, Алжира, Египта).
Основные районы добычи нефти в Италии — провинция Ломбардия и о. Сицилия, на которые приходится две трети всей добычи итальянской нефти, около 17% нефти добывается на континентальном шельфе,
Италия через государственную компанию ЭНИ осуществляет также разведку и добычу нефти во многих нефтедобывающих странах. По данным 1980 г., общий годовой объем добычи нефти за границей находился на уровне 13 млн, т, добыча велась в Катаре, Египте, Ливии, Тунисе, Нигерии. Программой развития энергетики в Италии на 1981—1990 гг. предусматривалось направить 10 трл. лир на разведку и разработку месторождений нефти непосредственно в Италии и 7 трл. лир на финансирование деятельности итальянских нефтяных фирм за рубежом. Как и другие капиталистические страны, не обладающие собственными нефтяными ресурсами, Италия стремится диверсифицировать источники снабжения страны нефтью, а также заключать ■ прямые соглашения о поставке жидкого топлива с национальными компаниями стран-экспортеров нефти, в том числ^ соглашения, предусматривающие оплату итальянскими изделиями, технологией и услугами.
По оценкам, потребление нефти в Италии к 1990 г, достигнет 100 млн. т. Несмотря на меры, принимаемые правительством по разведке и разработке новых нефтяных месторождений, основная часть потребности будет удовлетворяться за счет импорта.
Япония полностью зависит от импорта нефти. Доказанные запасы нефти, составившие в 1983 г. 7,9 млн. т, могут обеспечить текущую добычу в течение 20 лет, а загрузку нефтеперерабатывающих предприятий — только в течение 20 дней (табл. 1.19).
Основные поставщики нефти в Японию — страны Ближнего и Среднего Востока, главным образом Саудовская Аравия, Иран и Объединенные Арабские Эмираты, а также Индонезия (табл. 120).
Несмотря на принимаемые меры по разведке новых месторождений нефти, положительных результатов пока не получено. В целях стимулирования разведки и добычи нефти в стране, а также деятельности японских нефтяных фирм за рубежом правительство облегчило предоставление займов и расширило их гарантии. Для повышения надежности нефтеснабжения Япония практикует также закупку нефти непосредственно у национальных компаний нефтедобывающих стран, в том числе по межправительственным соглашениям. С 1979 по 1981 г. доля японских фирм, ведущих добычу за границей, и национальных компаний нефтедобывающих стран в общем объеме импорта нефти повысилась с 41,3 до 51,6%, в том числе доля компаний нефтедобывающих стран — с 31,7 до 44,8%. По имеющимся оценкам, добыча нефти в Японии до 1990 г. может достигнуть 1,7 млн. т. Таким образом, зависимость обеспечения сырьем нефтеперерабатывающей промышленности от импорта нефти, по всей вероятности, сохранится и в перспективе.
Таблица 1.1. Доказанные запасы и добыча нефти в капиталистических и развивающихся странах, млн. т
Регион, страна
Доказанные запасы нефти
Добыча нефти
1970 г.
1975 г.
1980 г.
1983 г.
1 970 г.
1975 г.
1980 г.
1983 г.
Северная Америка
6819,0
5784,6
i
10614,2.11343,0
557,5
522,9
600,7
635,6
Канада
1153,8
895,7
861,6
906,0
61,9
70,1
70,7
69,0
Мексика
407,8
■ 483,1
6193,7
6756,8
21,5
41,4
103,0
139,0
США
5257,4
4405,8
3558,9
3680,2
474,1
411,4
427,0
427,6
Центральная и Южная Америка
3603,3
3604,0
3594,6
4747,0
247,1
177,9
188,2
179,1
Венесуэла
2048,8
2639,7
2562,4
3547,5
194,3
115,6
112,9
97,5
Эквадор
790,8
183,0
145,1
220,9
0,2
7,8
10,8
12,2
Западная Европа
856,9
’2448,7
3124,6
3148,4
16,2
23,8
117,6
163,3
Великобритания
340,9
1351,7
2033,2
1806,6
о,1
1,1
80,5
114,5
Италия
39,7
92,0
93,9
117,4
1,4
1,0
1,8
2,2
Норвегия
273,8
860,4
733,9
1029,0
—
9,3
24,4
30,0
ФРГ
76,9
50,0
62,3
42,1
7,5
5,7
4,6
4,2
Франция
17,0
12,0
5,5
19,1
2,3
1,0
1,4
1,6
Ближний и Средний Восток
46591,1
46305,1
49251,6
50305,9
694,5
973,6
917,3
569,7
Ирак
3895,6
4697,0
4025,2
5769,5
76,5
110,8
130,0
46,0
Иран
7981,8
8994,3
7801,9
6919,9
191,3
264,9
76,6
124,0
Кувейт
10296,1
9702,1
9938,2
8800,4
150,6
118,9
81,4
54,0
Объединенные
Арабские Эмира-
2167,4
5722,3
3997,0
4250,8
37,6
82,2
82,6
54,5
ты
Саудовская Ара-
19039,8 14690,1 22485,7 22622,0
188,4
339,6
496,4
246,0
ВИЯ
Катар
535,3
685,5
473,4
439,7
17,4
21,1
22,8
14,0
Африка
6150,8
7105,7
7338,8
7574,8
292,2
243,4
294,9
216,8
Алжир
1072,2
1305,0
1070,3
1203,5
47,2
45,8
51,5
32,0
Ливия
3951,0
3148,8
3020,3
2793,2
159,7
72,4
85,9
52,0
Нигерия
761,0
1753,7
2253,7
2233,5
54,2
53
87,9
101,7
60,0
Габон
66,9
107,0
62,1
67,6
11,3
8,8
8,0
Азия и Дальний
1569,2
2248,0
2302,6
2310,9
, 58,8
88,8
116,6
117,3
Восток
Индонезия
1361,0
1632,0
1292,9
1238,4
42,3
64,9
78,5
63,0
Япония
3,6
4,4
7,1
7,9
0,8
0,6
0,4
0,4
Капиталистические
65895,1 67813,7
76551,4
79655,1
1874,8 2049,9 2255,4 1902,0
и развивающиеся страны, всего
в том числе
страны — члены
55843,1
56198,0
59323,1
60927,5 1165,1
1343,2
1339,9
863,2
ОПЕК
Регион, страна
Источники
уголь*
сланцы
битуминозные пески
всего
Северная Америка США
110,85
34,37
0,51
145,73
Канада
3,35
2,94
11,92
18,21
Западная Европа
77,30
0,59
0,02
77,91
Океания
14,95
0,06
0,06
15,07
Азия
10,69
0,08
—■
10,77
Африка
9,51
0,41
0,04
9,96
Латинская Америка
1,7
0,16
18,44
20,3
Всего
228,35
38,61
30,99
297,95
Таблица 1.2. Оценка извлекаемых запасов источников «синтетической»
■нефти, млрд, м3 в нефтяном эквиваленте
* При оценке угля как источника получения «синтетической» нефти данные следует уменьшить в соответствии с термическим к. п. д. используемого -процесса.
Таблица 1.4. Качество нефтей
Ближннй
и Средний
Восток
Африка
Показатели
легкие
средние
тяжелые
легкие
средние
тяжелые
ПЛОТНОСТЬ, pig’s
0,8203
0,8591
0,9402
0,8017
0,8433
0,9100
■Содержание серы,
■ 1,3
1,6
4,6
0,1
0,2
0,3
% (масс.)
Выход продуктов,
% (об.) бензин
средние дистил-
23
38
22
33
8
28
30
39
26
37
14
24
ляты
остаток
35
48
64
27
34
61
Продолжение табл. 1.4
Вариант
5-Т = & га ю
Уголь
й
и
S
§
5
к
14
га
1
газификация
, s
н о о
о о* o'
SOK К - о
н « и
=s § к
о ° 8
® О Зое и и
Базовый
39
7,1
2,1
1,2
4,4
16,1
1,6
5,0
37,5
45
8,0
4,1
1,8
7,0
18,0
1,6
10,0
50,5
Прогнозный
32
7,0
2,1
1,2
2,0
12,5
1,6
5,0
31,4
снижение це-
—
•
- ——
■
—
——
ны на нефть
28
7,0
2,1
1,2
2,0
12,5
1,6
5,0
31,4
46
8,0
30,0
1,2
5,5
11,0
1,6
7,5
37,8
повышение це-
—. - -
"—
—
—,-
■
—
—
ны нанефть в средн на 6 %
62
15,5
12,5
1,8
11,2
22,0
2,6
12,5
78,1
в год ем
55
8,0
2,5
1,2
5,7
18,0
1,6
15,0
51,0
энергетичес- кий кризис
55
20,0
7,5
1,8
25,0
40,0
4,1
20,0
118,4
Примечание, В числителе
данные
1990 г.
в зная
енателе
— 1995
Г.
Таблица 1.3. Прогноз производства «синтетических» топлив в капиталистических странах, млн. т/год
.20
Показатели
Латинская Америка
Западная Европа
Азия
S я
—ТихнЙ океан
Я
2
4
"к
Плотность, p|s’J
Содержание се-
0,8550
0,8883
0,9529
0,8063
0,8413
0,8498
0,8063
0,8509
0,8816
0,2
1,4
2,4
0,2
0,3
1,0
0,1
0,1
0,1
ры, % (масс.) Выход продуктов,
% (об.)
14
16
7
33
26
22
43
22
7
средние дис-
56
30
24
34
36
37
46
42
21
тиллиты остаток
29
53
68
28
35
38
8
35
71
Таблица 1.5. Характеристика остатков выше 350 °C
Показатели
Ближний и Средний Восток
Африка
Латинская Америка
Западная Европа
Азия—
Тихий океан
68,5
52,4
73,3
44,6
75,4
Выход, % (масс.)
35,5
28,2
35,7
33,9
13,0
1,0071
0,9123
1,0035
0,9320
0,9129
Плотность, р||’|
0,9273
0,9123
0,8922
0,9159
0,9088
Содержание серы, % (масс.)
5,0
0,3
3,2
1,9
О-1
2,4
0,3
0,4
0,3
0,1
15,6
43,3
15,6
37,8
57,2
Температура застывания, °C
26,7
18,3
32,2
29,4
29,4
Содержание, мг/кг
87
<1
445
19
2
ванадия
6
<2
<1
1
—
43'
10
77
6
<1
никеля
2
<3 1<1
3
—
нефтей,
знаменателе — легких.
Примечание, В числителе — остатки тяжелых
Таблица 1.6. Баланс нефти в США, .млн. т
гДоказанныеЭкс-
1оды запасы Добыча порт Импорт
Годы
Доказанные запасы
Добыча
Экспорт
Импорт
19705257,4 474,10,7 66,2
19754405,8 411,40,3 1203,8
1980
1983
3558,9
3680,2
427,0
427,6
_
268,0
184,8
Таблица 1.7. Прогноз качества нефтей, поступающих на переработку в США
Показатели
Годы
1 980
1985
1990
2000
Плотность, Р15’ 5 Содержание серы, % (масс.)
0,865
0-,92
0,8597 1,03
0,8639'
1,16
0,8686
1,12
Таблица 1.10. Импорт нефти в Канаду, млн. т/год
Годы
Годы
Регион, страна
I 970
1975
1 980
1983
Регион, страна
1970
1975
I960
I 983
Всего
В том числе
Ближний и Средний Восток
Иран
Ирак
Саудовская Аравия Кувейт Объединенные
Арабские Эмираты
29,3
О', 8
0,2
40,8
17,6
1,7
9,3
4,6
1,0
1,0
28,0
12,1
0,2
0,3
10,2
0,3
0,2
12,4
2,1
0,3
0,15
Африка Алжир . Ливия Нигерия
Венесуэла Мексика
1,6
17,1
1,1
0,6
0,5
13,5
0,9 0,1
0,4 0,3
10,8
0,7
0,2
0,7
2,9
2,8
Регион, страна
Годы
1970
1975
1980
1 983
Всего
66,2
203,8
268,0
184,8
В том числе
Ближний и Средний Вос-
8,4
55,6
98,2
ТОК
Иран
1,7
13,8
5 0
Саудовская Аравия
0,8.
34,8
62,1
16 0
Кувейт
1,7
0,2
1,7
о’з
Катар
0,9
0,7
Объединенные Араб-
3,0
5,8
9,1
1,7
ские Эмираты
Африка
11,1
66,4
96,0
Алжир
0,3
12,3
22,3
7*9
Ливия
4,5
15,4
27,0
Нигерия
6,3
37,0
42,7
16,0
Канада
33,4
29,8
10,3
14,7
Венесуэла
13,3
19,6
9 6
9 2
Индонезия
18 4 *
Мексика
Великобритания
1
18,0
Таблица 1.8. Импорт нефти в США, млн. т
Таблица 1.11. Баланс нефти в Великобритании, млн. т
Годы
Доказанные запасы
Добыча
Импорт
Экспорт
Годы
Доказанные запасы
Добыча
Импорт
Экс-
1970
340,9
о,1
103,0
1,4
1980
2033,0
80,5
43,0
39,0
1975
135,7
1.1
92,3
1 ,0
1983
1806,6
114,5
30,3
69,9
Годы
Доказанные запасы
Добыча
Импо! т
Эк- । спорт I
Годы
Доказанные запасы
Добыча
Импорт
Экспорт
1970
1153,8
61,9
29,3
32,1
1980
. 861,6
70,7
28,0
15 0
1975
895,7
70,1
40,7
33,7
1983
906,0 .
69,0
12,4
19,3
Таблица 1.9. Баланс нефти в Канаде, млн. т
Регион, страна
Годы
Регион, страна
Годы
1 970
1975
1 980
1983
1970
1 975
1980
1983
Всего
103
92,3
43,0
22,8
’ Ближний и Сред-
61,3
69,8
35,3
В том числе
ний Восток
6,9
2,8
1,3
0,2
Ближний и Средний
61,3
69,8
33,9
Оман
Восток
■ Африка
33,5
15,0
7,7
0,2
Ирак
2,6
3,8
2,8
0,6
Алжир
1,2
4 ,6
0,8
Иран
Саудовская Аравия
8,4
17,5
1,9
0,7
Ливня
23,8
2,4
1,2
0,9
16,1
20,6
12,6
5,5
1 Нигерия ! Венесуэла
7,6
4,8
10,3 3,2
5,3
1 ,4
1,7 1,0
Кувейт
26,1
8,4
4,3
0,1
1 Норвегия
6,8
Катар
4,2
2,6
1,3
—
1
Абу-Даби
4,2
7,0
3,6
Таблица 1.12. Импорт нефти в Великобританию, млн. т/год
Годы
Доказанные запасы
Добыча
Импорт
Экспорт
Годы
Доказанные запасы
Добыча
Импорт
Экспорт
1970
76,9
7,5
100,6
0,1
1980
62,3
4,6
99,4
0,05
1975
50,0
5,7
85,4
0,01
1983
42,1
4,2
65,2
Таблица 1.13. Баланс нефти в ФРГ, млн. т
Таблица 1.14. Импорт нефти в ФРГ, млн. т
Регион, страна
Годы
Регион, страна
Годы
1970
1975
1980
1983
1970
1975
198 0
1983
Всего
101,4
91,9
98
65,2
Африка
58,1
33,1
33,7
В том числе
Алжир
8,9
8,2
6,3
3,7
Ближний и Средний
34,1
57,0
43,0
Ливия
40,9
14,8
14,9
10,4
Восток
Нигерия
6,4
Ю,1
11,0
7,4
Иран
8,3
14,2
5,8
2,0
Венесуэла
3,.
1,2
1 Л
5,1
Ирак,
3,5
1,4
2,8
1,4
Норвегия
3,8
Саудовская Ара-
12,1
17,7
24,6
7,0
Великобритания
..1
14,3
Кувейт
4,0
2,7
0,8
0,3
Катар
0,3
1,0
0,2
0,7
- Абу-Даби
5,9
5,2
6,4
Таблица 1.18. Импорт нефти в Италию, млн. т
Годы
Годы
Страна
1975
1 980
1 983
Страна
1975
1980
1983
Всего
93,7
93,0
77,2
Кувейт
4,0
2,6
0,2
В том числе
Алжир
3,7
3,0
1,5
Саудовская Аравия
Ирак
Ливия
Египет
Нигерия
26,2
18,6
12,2
1,18
29,1
12,8
12,9
3,3
12,9
4,3.
10,1
6,3
5,1
Объединенные
Арабские Эмираты
Катар
Иран
Мексика
1 ,з
12,8
2,2
1,2
1,1
1,6
0,6
И ,7
2,2
Годы
Доказанные запасы
Добыча
Импорт
Годы
Доказанные запасы
Добыча
Импорт
1970
1975
17,0 12,0
2,3 1 ,0
101,3
113,3
1980
1983
5,5
19,2
1,4
1,6
109,0 74,5
Таблица 1.15. Баланс нефти во Франции, млн. т
Регион, страна
Годы
Регион, страна
Годы
1970
1975
1980
1 983
1970
1975
1980 1983
Всего
101,3
113,3
109,0
74,5
Африка
52,6
18,3
22,5 ...
В том числе
Алжир
27,0
5,5
10,4 3,2
Ближний и Сред-
44,9
78,0
70,8
Ливия
17,6
2,6
3,2 2,9
ний Восток
Нигерия
5,2
8,8
7*9 8,3
Ирак
12,0
8,6
9,1
1,9
Венесуэла
2,4
0,7
1,9 0,5
Иран
3,8
12,4
10,4
4,1
Мексика
3 3
Саудовская Ара-
9,4
34,9
30,8
14,1
Великобритания
1,8
ВИЯ
Норвегия
... 8,9
Катар
1,8
2,2
1,3
0,8
Кувейт
И,1
7,4
6,4
—
Абу-Даби
4,5
11,4
8,9
Оман
1,8
1,1
0,9
—
Таблица 1.16. Импорт нефти во Францию, млн. т
Годы
Доказанные запасы
Добыча
Импорт
Годы
Доказанные запасы
Добыча
Импорт
1970
1975
3,6
4,4
0,8
0,6
170,4
228,4
1980
1983
7,1
7,9
0,4
0,4
217,0
175,1
Таблица 1.19. Баланс нефти в Японии, млн. т
Годы
Доказанные запасы
Добыча
Импорт
Годы
Доказанные запасы
Добыча
Импорт
1970
1975
39,7 92,0
1,4
1,0
115,2
94,7
1980
1983
93,9
117,4
1,8
2,2
93,0
77,2
Таблица 1.17. Баланс нефти в Италии, млн. т
I
Регион, страна
Годы
Регион, страна
Годы
1 970
1975
1980
1983
1970
1975
1980
1983
Всего
170,4
228,4
217,0
175,1
Объединен-
8,6
14,1
29,6
25,6
В том числе
ные Арабские Эмираты
. Ближний и Средний Восток
138,8
182,4
159,0
Оман
6,5
6,8
8,6
Ирак
4,6
16,1
0,3
Африка
6,9
3,3
Иран
72,8
56,1
13,1
19,3
Ангола
0,8
0,3
—■
Саудовская Ара-
33,6
63,0
68,6
48,1
Ливия
о,4
3,0
1,1
—•
ВИЯ
Нигерия
2,6
0,4
—■
Кувейт
23,6
25,0
6,7
2,8
Индонезия
22,0
24,0
31,3
23,8
Катар
0,2
0,2
6,4
6,2
Мексика
6,8
Таблица 1.20. Импорт нефти в Японию, млн. т
Глава II
РАЗВИТИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ США И КАНАДЫ США
По уровню развития нефтеперерабатывающей промышленности и объему переработки нефти (590 млн. т в 1984 г.) США прочно удерживают лидирующее положение в капиталистическом мире. .К 1985 г. мощности нефтеперерабатывающей промышленности США по первичной переработке нефти составили 746 млн. т/год, а число НПЗ — 191. Средняя мощность НПЗ — 3,9, максимальная — 24,3 млн. т/год.
Большая часть мощностей по переработке нефти (в том числе н крупнейшие НПЗ) находится в местах добычи нефти. Так, свыше 45% мощностей сосредоточено в районе Мексиканского залийа, особенно высока концентрация заводов в штатах Техас (28%), Калифорния (около 20%) и Луизиана (13%). В то же время примерно V4 мощностей сконцентрирована в местах наибольшего потребления нефтепродуктов (штат Нью-Йорк и др.).
Переработкой нефти в США заняты около 220 частных компаний, государственные компании отсутствуют. Основная доля мощностей (70%) сосредоточена в руках 15 крупнейших (так называемых главных) компаний, часть- из которых — транснациональные. В последние годы, однако, наблюдается снижение доли крупнейших нефтяных компаний в общем объеме переработки. Так, если в 1974 г. на долю шести нефтяных гигантов («Экссон», «Тексако», «Стандарт ойл оф Калифорния», «Стандарт ойл оф Индиана», «Галф», .Шелл») приходилось-44,2% общего объема мощностей по переработке нефти, то в 1977 г. — 42,9%, а в 1980 г. — 41%. Одна из основных причин этого — политика правительства США, которое с помощью специальных компенсационных выплат и налоговых льгот (действовавших в 70-е годы) поддерживало конкурентоспособность относительно небольших (так называемых независимых) нефтеперерабатывающих компаний, особенно компаний, перерабатывающих 500 тыс. т нефти в год и менее.
Следует отметить, что для США, обладающих огромным автопарком, исторически характерно высокое потребление автомобильного бензина и других моторных топлив. Удельный вес остаточного котельного топлива относительно невелик (табл. П.1), причем около 50% потребностей в этом продукте удовлетворяется за счет импорта (основная статья импорта нефтепродуктов), главным образом из стран Карибского бассейна. В связи с этим для нефтепереработки США характерна высокая доля деструктивных процессов (каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования), позволяющих получать из мазута более ценные продукты — моторное топливо и нефтехимическое сырье (табл. П.2), а также значительная доля процессов, обеспечивающих формирование качества товарных нефтепродуктов (риформинга, алкилирования, гидроочистки и др.). В целом доля вторичных процессов составляет 141% (табл. П.3), а глубина переработки нефти, оцениваемая по выходу моторных топлив и сырья для нефтехимии, превышает 75% (табл. П.4 и П.5).
За последнее десятилетие нефтеперерабатывающая промышленность США претерпела существенные изменения, которые в значительной степени ■обусловлены двумя факторами: ограниченностью мировых запасов нефти и связанным с этим быстрым и неуклонным ростом цен на нефть и ужесто-' чением норм по охране окружающей среды в сочетании с увеличением доли сернистых и тяжелых нефтей в общемировом объеме добычи и переработки нефти.
Действие первого фактора начало заметно сказываться только в последние 5—6 лет. США являются единственной развитой страной капиталистического мира, в которой в течение пятилетия, последовавшего за энергетическим кризисом 1973 г., несмотря на семнадцатикратный рост цен на нефть, абсолютнее потребление и доля нефти в ТЭБ заметно возросли (табл, П.1, И.6, II.7). Это в значительной степени объясняется наличием у США собственных относительно больших ресурсов нефти, цены на которую (а также на нефтепродукты) до последнего времени контролировались правительством. Однако постепенно, благодаря реализации широкой программы мер по экономии энергии, потребление нефти после 1978 г. начало сокращаться и ее дбля в ТЭБ уменьшилась.
Общий экономический спад в сочетании со значительным ростом цен на нефтепродукты, вызванным последовавшей в 1981 г. отменой контроля над ценами на нефть и нефтепродукты, привели к дальнейшему снижению потребления нефти и ее доли в ТЭБ. Полагают, что в 1990 г. абсолютное потребление нефти составит 808 млн. т/год. В частности, с увеличением топливной экономичности автомобилей с 6 (в 1978 г.) до 8,9—9,3 км/л (в 1990 г.) и усилением дизелизации автопарка потребление бензина уменьшится на 20—30 %i потребление остаточного котельного и печного топлива вследствие роста использования угля и ядерной энергии' снизится на 15— 30%, повысится потребление только дизельного и реактивного топлива (соответственно на 35—60 и 28—35%), а также сырья для нефтехимии.
Таким образом, пройдя после нефтяного кризиса 1973 г. своеобразный «индукционный период», США вступили в полосу непрерывного сокращения потребления нефти, Одновременно после 1973 г. в США наблюдался значительный рост мощностей нефтепереработки; причем вследствие относительно высоких темпов прироста потребления остаточного котельного топлива, обусловленных частичной заменой нефтью природного газа, в США опережающими темпами увеличивались мощности по первичной переработке нефти, что привело к некоторому, уменьшению доли вторичных процессов (со 118,6% в 1970 г. до 111,3% в 1978 г.).
В связи с ужесточением требований по охране окружающей среды, трудностями с выбором площадок для строительства крупных заводов, а главное вследствие существовавшей до 1981 г. системы поощрительных мер со стороны правительства (компенсационные выплаты, более мягкие требования к содержанию тетраэтилсвинца в бензине и Др.), общее число НПЗ Увеличивалось главным образом за счет строительства мелких заводов. В 1975—1980 гг. в США было построено около 60 НПЗ средней мощностью 0,5 млн. т/год (так называемых «кипятильников») и только один крупный завод мощностью 8,5 млн. т/год (табл. IL8, II.9). Свыше 60% от общего числа НПЗ приходится на долю мелких НПЗ (до 3 млн. т/год), которые Характеризуются высокими удельными капитальными вложениями и эксплу-
атационными расходами и крайне неэкономичны. Кроме того, эти заводы отличаются сравнительно низким удельным весом вторичных процессов, что делает невозможным на них глубокую переработку нефти. Отмена в 1981 г. финансово-налоговых льгот для мелких НПЗ резко ухудшила их экономические показатели, что повлекло за собой крупные убытки для их владельцев.
В последние годы, несмотря на значительное уменьшение спроса на нефтепродукты, в США продолжался рост мощностей по первичной переработ-. ке нефти. Это было обусловлено завершением строительства НПЗ, начатого в период увеличения потребления нефти (только в 1980 г. прирост мощностей составил 31 млн. т), что привело к рекордно низкой для США загрузке мощностей (68% в начале 1981 г.). Вследствие этого уже в 1981—1984 гг. было закрыто (полностью или законсервировано) свыше 100 мелких НПЗ,, а также 15 относительно крупных (>4,5 млн. т/год) НПЗ общей мощностью около 156 млн. т/год (примерно 17% всех мощностей нефтеперерабатывающей промышленности). В ближайшее время, вероятно, будет продолжено закрытие значительного числа мелких НПЗ. Возможно также объединение ряда мелких НПЗ, что позволит им сообща строить достаточно мощные установки деструктивной переработки нефти или облагораживания 'нефтепродуктов.
Таким образом, хотя нефтеперерабатывающая промышленность США обеспечивает производство свыше 75% светлых нефтепродуктов (самый высокий показатель в мире) и характеризуется большим удельным весом вторичных процессов, значительная недогрузка мощностей при достаточно высоком спросе на светлые нефтепродукты требует дальнейшего углубления переработки нефти. Решение этой задачи осложняется тем, что нефтеперерабатывающая промышленность США традиционно ориентировалась на переработку легких малосернистых нефтей с содержанием серы до 0,5% (масс.) и до последнего времени только 40% мощностей было пригодно для переработки средне- и высокосернистых нефтей, несмотря на опережающие темпы роста мощностей процессов гидроочистки и гидрообессеривания (доля этих процессов за 1970—1982 гг. увеличилась с 30 до 54,1%). Поскольку же такие нефти составляют основную часть мировой добычи нефти, то их доля в общем объеме переработки нефти в США будет неуклонно возрастать.
По прогнозам, среднее содержание серы в нефтях, перерабатываемых в США, к 1990 г. увеличится до 1,2% (в 1976 г. — 0,8%), а доля остатков (фракций, выкипающих выше 538°С) возрастет на 10%. Поэтому в настоящее время в США особое внимание уделяется реконструкции НПЗ, обеспечивающей возможность переработки сернистых и высокосернистых нефтей (строительство установок обессеривания и производства водорода, использование специальных коррозионностойких конструкционных материалов и т. п.), а также внедрению процессов деструктивной переработки остатков. Это привело (в сочетании с закрытием мелких НПЗ с низким удельным весом вторичных процессов) к увеличению доли вторичных процессов (см. табл. II.3).
К концу 1985 г. в США должны были войти в строй 25 установок переработки остатков суммарной мощностью около 33 млн. т/год, в том числе 12 установок замедленного коксования (в это число вошла одна комбинн-
рованная установка, включающая предварительное гидрообессеривание мазута с последующим коксованием гидрообессеренного сырья мощностью по мазуту около 4 млн. т/год), шесть установок ККФ остатков, причем три из них с предварительным гидрообессериванием мазута (крупнейшая из этих установок мощностью 2,8 млн. т/год пущена в конце 1980 г. на НПЗ фирмы «Филлипс» в г. Суини), три установки каталитического гидрокрекинга и одна термического гидрокрекинга.
Значительное влияние на технический прогресс в нефтеперерабатывающей промышленности США оказывает ужесточение норм по охране окружающей среды. Это касается как повышения качества выпускаемых продуктов, так и совершенствования процессов их производства с точки зрения снижения загрязнения окружающей среды.
Наиболее массовым нефтепродуктом в США является автобензин. За последние годы был принят ряд законов, ограничивающих использование в бензинах антидетонационных присадок на основе свинца, поскольку образующиеся при сжигании таких бензинов соединения свинца загрязняют атмосферу, а главное быстро отравляют катализаторы дожига выхлопных газов. В 1984 г. потребление бензина, не содержащего свинцовых антидетонаторов, достигло 62% от общего его потребления, а к 1990 г. должно возрасти до 70—90% (табл. 11.10). Однако отказ от использования свинцовых антидетонаторов не означает снижения требований к октановым числам бензина, которые вследствие необходимости повышения топливной экономичности автомобилей должны оставаться на достаточно высоком уровне (табл. 11.10, 11.11). Поэтому в целях увеличения производства высокооктановых компонентов бензина (риформата, алкилата, крекинг-бензина и др.) предполагается повысить мощность и жесткость процесса каталитического риформинга, в том числе за счет дальнейшего увеличения числа установок, работающих на би- и полиметаллических катализаторах (76,3% в 1983 г.), а также строительства установок непрерывного риформинга. Предусматривается расширить мощности традиционных процессов производства высокооктановых компонентов бензина (алкилирование, изомеризация) и новых каталитических процессов, например получения димеров пропилена (димерсол). Намечается также заметно повысить октановое число крекинг-бензина в результате применения в процессе ККФ специальных новых катализаторов.
Однако производство высокооктановых бензинов, не содержащих антидетонаторов, сопряжено с уменьшением выхода бензина на нефть. Поэтому в США проводятся широкие исследования, нацеленные на оптимизацию требований к октановым числам бензина с учетом наиболее экономичного расходования нефти в системе НПЗ — топливо — двигатель.
Стремлением к максимально рациональному использованию нефти обусловлена тенденция к дизелизации автопарка США (дизельный двигатель примерно на 25% экономичнее карбюраторного). Доля дизельных автомобилей в общем объеме продаж новых автомашин повысилась в 1985 г. до 27% против 4% в 1980 г. Вызванное этим увеличение производства дизельного топлива может быть достигнуто за счет расширения его фракционного состава (например, повышения температуры конца кипения). Это стало возможным благодаря использованию специальных присадок и созданию новых процессов мягкого селективного гидрокрекинга. Предполагается также, что с увеличением потребления дизельного топлива при одновременном сокраще-
нии спроса на автобензин могут произойти значительное расширение мощностей гидрокрекинга (примерно до 90 млн. т/год в 1990 г.) и снижение мощностей процесса ККФ.
Содержание серы в различных сортах дизельного топлива колеблется от 0,1 до 0,6% (масс), а в остаточном котельном топливе—от 0,4 до 4,4% {масс), причем средневзвешенное содержание серы по всему объему продаж остаточного котельного топлива, составляет 1,5% (масс.). Ужесточение требований к содержанию серы в дизельном, печном и котельном топливах при одновременном росте объема переработки сернистых и высокосернистых нефтей обусловило быстрые темпы роста процессов гидрообессеривания топлив. За 1970—19*82 гг. мощности этих процессов возросли со 179,2 до 365,1 млн. т/год, а их удельный вес увеличился с 30 до 54,1%. Высокие темпы роста мощностей процессов гидрообессеривания сохранятся и в будущем (см. табл. II.2).
Быстрый рост мощностей по первичной переработке нефти в начале 70-х годов, сменившийся затем ускоренным строительством установок деструктивной переработки нефти и облагораживания нефтепродуктов, а также увеличение расходов на строительство очистных сооружений привели к тому, что объемы ежегодных капиталовложений в нефтеперерабатывающую промышленность в последнее десятилетие заметно превысили соответствующий показатель прошлых десятилетий (табл. 11.12). В частности, суммарные капиталовложения только на охрану окружающей среды за 1974—1985 гг. должны были составить, по некоторым зарубежным оценкам, около 20 млрд. долл. Еще большие капиталовложения потребуются для реализации намеченной программы углубления переработки нефти. Достаточно сказать, что стоимость установки каталитического крекинга мощностью 2 млн. т/год может превышать 300 млн. долл., установки гидрообессеривания остатков мощностью 1,5 млн. т/год — 360 млн. долл., установки коксования с последующей газификацией кокса (процесс флексикокинг) мощностью 3 млн. т/год— около 1 млрд. долл. Согласно некоторым оценкам, только для решения проблем, связанных с ухудшением качества нефти, нефтепереработчики США израсходовали в 1980—1985 гг. около 13 млрд. долл. В целом капиталовложения в нефтеперерабатывающую промышленность за 1981—1990 гг. составят около 33 млрд. долл.
Эффективность капиталовложений в нефтеперерабатывающую промышленность США (см. табл. 11.12) можно оценить двумя показателями: фондоотдачей и приростом стоимости условно-чистой продукции за какой-либо год, отнесенным к капиталовложениям в предыдущем году (при допущении, что весь прирост стоимости условно-чистой продукции в рассматриваемом году образуется только за счет капиталовложений предыдущего года). Следует отметить, что прирост стоимости условно-чистой продукции хорошо согласуется с показателями фондоотдачи, но изменение последней носит более резкий .характер.
Общая численность занятых в нефтеперерабатывающей промышленности США на конец 1981 г. составила 174,1 тыс. человек, из них около 60% рабочих; примерно 15% составляют инженеры (включая и сотрудников лабораторий) и техники (см. табл. 11.12). Около 20% занятых приходится на .долю административно-управленческого персонала, к которому относятся управляющие фирм, бухгалтеры, агенты по закупке сырья и оборудования,
Таблица ИЛ. Потребление основных нефтепродуктов в США
Нефтепродукты
Годы_,
1960
1970
1 972 |
1974
1976
197 8
1980
1982
1 985*
.—
178126
251488
276560
282641
302031
319945
283977
281873
25120»
Бензин
45,6
45.0
44,4
44,8
45,7
45,2
45,5
50,8
43,7
Керосин и реактивное топливо
29565
54323
56669
51661
51217
54413
54146
41206
45600
7,6
9,7
9,1
8,2
7,7
7,7
8,7
7,4
7,9
Дистилляты
91921
124246
142901
144216
153082
166704
140218
130678
148200.
23,6
22,3
23,0
22,8
23,2
23,5
22,5
23,5
25,8
Мазут
84162
121045
138986
144627
146842
158136
137450
94045
121700
21,6
21,7
22,3
22,9
22,2
22,3
22,0
16,9
21,1
Смазочные масла
6097
7099
7545
8096
7962
8946
8291
7300
8200
1,6
1,3
1,2
1,3
1,2
1,2
1,3
1 ,з
1,4
Всего
389871
558201
622661
631241
661134
708144
624082
555102
574900
Примечан! в %.
е. Зде
сь и
табл.
IL4 в
делителе — в
тыс. т,
в знаменателе—
* Предварительные данные.
Таблица 11.2. Мощности НПЗ США по
процее
сам, млн. тфоЭ
Годы
Процессы
I 960 |
1970
1973
1 974 J
1975
1976
1977
Число НПЗ
Первичная переработка
298 489,0 180,0
89,2
225,3
253 ' 623,3 234 6
247
651,6
262,3
259
720,2
272,1
256
730,6
280,8
266
787,7
307,7
285 820, & 312,8
Вакуумная перегонка
72^9 267,7 119,0
33,3 157,1
22,1 32,0
69 9
68,8
68,4
70,6
70,1
Термические
Каталитический крекинг
253,9
138,5
38,9
196,4 42,0
35,0
250,6
142,8
40 1
253,4
148 2
259,8
151,4
261,2 156,0
Каталитический риформинг
81,0
40,7
41,3
41,5
Гидрокрекинг Гидроочистка Гидрообессеривание
91,5
17,5
202,4
44,7
35,8
215,0
52,6
36,1
229,6
74,6
36,4
240,6
80,2
36,6
Алкилирование
Полимеризация
6,0
4,7
Т,3
5,9
5,2'
Изомеризация
—
Производство
8,9
24,4
5,0
10,4
33,8
12,4
11 1
10,2
10,5
10,9
И,1
смазочных масел- нефтебитума нефтяного кокса
37,2 13,0
37,2 13,0
41,4
13,2
42,9
14,7
42,1 13,8.
Продолжение табл. 11.2
Процессы
Годы
1978
1979
1980
1 981
1982
198 4
1990 »
Число НПЗ
289
297
303
273
225
191
Первичная переработка
840,7
871,4
902,2
870,7
796,1
745,8
838
Вакуумная перегонка
323,4
330,9
346,3
343,4
355,9
352,2
Термические
69,4
72,9
74,3
79,8
72,7
84,9
100—105
Каталитический крекинг
261,9
272,9
285,4
281,9
266,8
255,6
260
Каталитический риформинг
156,1
161,9
167,1
164,1
160,1
151,4
202
Гидрокрекинг
40,4
40,4
41,5
41,3
42,8
48,4
90
Гидроочистка
244,8
261 ,6
273,3
286,2
273,1
269,2
Гидрообессеривание
80,8
80,7
89,1
76,3
77,3
95,9
| 398
Алкилирование
37,9
40,0
40,4
35,6
34,5
34,6
Полимеризация
0,1
1,5
2,4
4,0
3,4
2,9
.Изомеризация
4,8
6,8
6,4
7,8
7,9
8,8
Производство
смазочных масел
10,9
10,9
11,3
10,9
10,9
10,9
нефтебитума
44,3
41,0
42,2
41,6
36,5
36,9
нефтяного кокса
13,5
14,4
15,4
15,9
16,6
20,4
* Прогноз.
Таблица 11.3. Доля вторичных процессов на НПЗ США, % .к прямой перегонке
Процессы
Годы
1 960
1970
1 972
1 974
1 976
1 978
1 980
1 982
1984
Термические
19,1
12,2
10,8
10,0
9,4
8,6
8,6
Ю,1
12 6
Каталитический
48,2
44,9
40,0
36,4
34,5
32,6
33,1
37
37,9
жрекинг Каталитический
17 ,"3
20,0
21,7
20,7
20,1
19,4
19,4
22,2
22,5
риформинг Гидроочистка
19,6
26,3
29,0
29,4
30,5
30,4
31,7
37,9
39,9
Гидрообессери-
—
3,7
5,6
6,5
9,9
10,0
10,3
10 J
14,2
®ание -
Гидрокрекинг
5,6
6,3
5,8
5,5
5,0
4,8
5,9
7 2
Алкилирование
3,7
5,4
5,4
5,2
4,8
4,7
4,7
4,8
5,1
Полимеризация
1,3
—
—
—
0,3
0,4
0 4
Изомеризация
0,5
0,7
0,78
0,6
0,74
1,1
1 3
Всего
109,2
118,6
118,8
114,7
115,5
111,3
113,6
130,3
141,1
Производство битума
5,2
5,5
5,6
5,4
5,7
5,1
4,7
4,8
5,5
масел
1,9
1,7
1,7
1,5
1,4
1,4
1,3
1,3
1,6
кокса
1,1
1,9
2,0
1,9
2,0
1,7
1,7
1,8
3,0
32
Таблица 11.4. Производство основных нефтепродуктов в США
|
I
is «5
ё| So »|
Ei £ °
£
5 ° §
RX Ь
S
3 s
« §
S eg U 2
m
1960
8058
169230
.10670
17515
89385
49872
8486
353224
2,29
47,91
3,02
4,96
25,30
14,12
2,40
100
1970
2330
247521
36520
14634
120054
38665
9955
469679
0,50
52,74
7,80
3,12
25,67
8,25
' 1,92
100
1972
2009
270441
37513
12687
129001
43922
9336
504909
0,40
53,56
7,43
2,51
25,55
8,70
1,85
100
1974
1879
273005
36913
7309
129599
52042
10099
510846
0,36
53,44
7,23
1,42
25,37
10,20
1,98
100
1976
1576
294444
40637
7173
142806
68584
8829
564049
0,29
52,20
7,20
1,27
. 25,32
12,16
1,56
100
1978
1641
307769
42827
7261
153757
83872
9224
607051
0,27
50,70
7,05
1,20
25,33
13,82
1,63
100
1980
1467
278781
44121
6452
130188
86591
9282
556882
0,26
50,06
7,92
1,16
23,38
15,55
1,67
100
1982
949
272068
34356
5416
127485
58636
7352
506262
0,19
53,74
6,78
1,07
25,18
11,58
1,45
1984
277607
51049
5369
131301
48936
—
42,06
7,73
0,81
19,90
7,41
Таблица 11.5. Выход основных нефтепродуктов в США, % на нефть
3
О
e 5 ч 2 ~ I’ll
^2 3
E № О * X X 2 X ® ill
4
5
5
S
1
U 2
3
О
«j3 £ s s
5 0 «
§”«
= 1 0 5 = e
0 5 5 »S E
3
5
S
s 3
2 eg
U 2
1960
40,8
7,1
22,4
12,5
2,2
1978
40,6
6,6
20,2
11,0
1,3
1970
46,6
9,5
22,4
7,2
1,7
1980
42,2
7,6
19,6
13,0
1,3
1972
47,2
8,7
22,3
7,6
1,6
1982
47,0
8,5
22,0
10,0
1974
45,9
7,4
21,7
8,7
1,7
1984
46,7
9,5
22,1
8,2
1976
44,5
7,2
1
21,5
10,3
1,3
2—1331
33
Таблица II
.6. Структура ТЭБ США, %Таблица 11.10. Структура потребления автомобильных бензинов в США, %
Годы
Годы
Энергоноситель
2
о>
5
X
СО
S
$
S
$
S
оБензин
1970
198 0
1984
1990
Нефть
Природный газ Уголь
Ядериая энергия
Гидроэнергия и прочиевиды
энергии
Таблица II.7. Стр экономики США
45,0
28,5
22,8
3,7
укту %
44,0
32,8
18,9
0,3 4,0
оа по
45,9! 31,8' 17,3’
0,9 4,1
требл
45,9 46,3 29,828,2 17,7.18,1
1,8 2,7
4,8j 4,7
ения неф
47, з]48,7 27,425,5 18,3'17,7
3,0 4,0
4,0 4,1
ти в разли
45,0 43,3^ 26,0 26,9,2 21,021,7(5
4,0 3,9
4,0 4,2
1
иных сект
13,0^42,0
16,2 26,3
>2,2 22,6 4,2 4,4
4,4| 4,7
1
орах
39,
20,
28,
4^
131,3
7 17 9Этилированнныи
732’4регулярный
। |2*qпремиальный
4 5’4Неэтилированный
’ [регулярный
премиальный
Октановый индекс суммарного бензинового фонда в пересчете на неэтилированную основу
57
43
82,1
ста новое чи
50
5
35 .
10
84,8
СЛО- ПО И ОС.'
38
48
14
86,5
едовательср
11
} 89
87,3
;ому и мо-
Сектор
Годы
Сектор
Годы
В
а
в
сч* Здесь н далее о. ч. и. н о. ч. м. — of
Транспорт Неэнергетическое использование Промышленность
54,0 8,0
13,0
53,7
12,6
12,0
54,1
16,1
12,5
58,5
18,2
11,3
Производство электроэнергии Коммерческий и бытовой Прочие
2,0
21,0
2,0
6,3
12,0
3,4
4,2
9,5
3,6
2,5
5,7..-
3,8
Таблица 11.11. Свойства автомобильных бензинов США (1980 г.)
Таблица II.8. Распределение НПЗ США по мощности на 1 января 1985 г.
Показатели
Неэтилированный регулярный
Этилир
регулярный
ованный
премиальный
Мощность
° °
58
2
Н 6 О “ д
оё §
^L В"
§. и
S з . 2 Нх >•0 с; 0 3 2
II ” о к я о о 1=1 2
Мощность
о о
=» 5
= S
S
д « _
§ 3 «
к 2
S я 2 3 к
>• О S и s S
о =
ИйПлотность,
г^15,6
§ SСодержание
4sсеры, %(масс.)
0,7262
0,027
1
93,1
84,3 642
28,3
• 41,1-
70,6 Ю1,7 127,8 166,1 208,9
3,6 16,2 45,0
16,2 9,0
10,0
0,7301
0,042
- 1
0,44
93,2
85,9
636
28,3
41,1
65,6
94,4
126,1
170,0
212,2
19,8
32,4
30,6
0,9
6,3
10,0
0,7298
0,025
1
0,53
98,0
90,3
626
28,3
41,7
68,9
98,3
125,0 166,1
209,4
9,0
30,6
21,6
21,6
7,2 10,0
До 1,5 1,5—3 3-5 5—10
Таблица II
75
49 ■
21
29
9. Хар
39,3 25,6 11,0 15,2
актерис
100,6
88,8
82,2
207,3
тика не
13,5
11,9
11,0
27,8
фтспе.
10—15
15—20
Более 20 Итого
черабатывакл
9
3
5
191
цей пр
4,7
1,6
2,6
100,0
ЗМЫШЛ1
108,9
50,9
107.1
745,8
’HHOCTU
смол, mi/100 мл
14,0рь- г/л
6,8о.ч.и.
14,Jо.ч.м.
100,(' Давление паров (по Рейду), мм рт. ст. Разгонка по ASTM, °C
ян.к.
США |10%
130»4
1
Показатели
Годы^50%
$
2
о>
а
В
S 190%
2г К' к'
Мощность завода, млн. т средняя максимальная
Объем переработки нефти, млн. т
Коэффициент загрузки мощностей, %
1,64 2,46
18,4 21,7
399,2 535,6
1I
81,6 85,9
1i
2,64
20,7
578,0
91,5
2,78
21,9
598,0
83,1
2,96
19,2
665,6,
84,5
2,93^ 2,98
31,5* 31,5
762,3 667,2
1
90,6j 73,9
3,54
24,3
579,7
72,8|
Iпрямогонный бензин
3,90 Iриформат
24,3 1бензин каталитического крекинга
594,0 калкилат
*бутаны
79,6. прочие компоненты
* В 1 984 г.
34
2*
3 о
СОЬ- СЧ
СЧCDb-—- со ООЮ ООтг CD
соОо сосо Юсо ОО
•СОСЧО1LO ю
-Н ^1—1 СЧ
о ОО от
CD-ф (7)CD
•СООО CD ООCiСО СЧ-
-.-,---- ОО-СО со
—<ООсосо О —'Г-Г- ОО
. счDqю cd|— сч
от
от
ОСО_
ОО СООО(О со СЧ - О hо— ь-
ОО Ю Ю
СЧсо О|
оз
от
ООО
СОООCiСЧCDООCDСО
»-<осоо.LCсч-О
СЧСЧ * СО О— СЧ
ОТ
сч счо—-
О-ФClLC СО - О'LO СО—■
СОCDЮ ОCiоОО
счсчюосч—
УЗ
от
— СОсоCD Ю
ОО о оосч о о - о осчь-
--- со--
lONС DсоСО О
СЧСЧЮСЧOO
ю
от
СОсоСЧ_
г- ОООсч СО 00 •—< О 00О со
LOсч со ~тГ CDTf о
СЧСЧЮ CD— сч
ОТ
CDСЧLO1■
Ю CDООо CD о CD ОCD„ -
- СОл- Г-
оСОЮСО со—<СО СОСО СО
счсчLO • CDjСО СЧ
ео
ОТ»
CD СЧCO_
О CO Оо s СЧ О -"Д ^^ ^
—. о cocd — —
СЧСЧCD—•OO
сч
от»
2 io t-00 88 ООOO СЧ00
^^„—^►^^^•■л-
. оСЧСЧCO CDCO OO
СЧСЧЮ CD—'CD CD
о
от
CD CDСЧ
COLOCDOiСЧO-TfОlOLOOОLO
.—।О•—'СЧОО——СЧCO LOCDо
СЧСЧto Ci—1Д й
от»
OO COСЧCO -
OOСЧOOLOb-CDCiCDCilO
оОOOOOCO CO coО-DI^OO
-i^-.^coсч о
—,— сч
СУ су
О
С
ОО
1 ° 5 “8 i '
5 о § ..о2к о 2
®5кsо
«°5ьS5Sкоgко
XS1S.=5""S1ООЙ.5оо
§s^C§6bsgg&Оооо
1э§зё|1|2ее5 5 | з о 5
=° §18115°|I1S£| i-SS
OuУ1 ет^ОU ег
Таблица 11.12. 1 ехнико-экономические показатели нефтеперерабатывающей промышленности США (в ценах 1972 г.)
юристы, программисты на ЭВМ, психологи и т. д. Бурный научно-технический прогресс, проявившийся в широком внедрении на НПЗ средств механизации и автоматики, привел к тому, что, несмотря на увеличение мощности нефтепереработки за 1960—1980 гг. с 489 до 902 млн. т, общее число занятых практически не изменилось. При этом производительность труда, оцениваемая по объему переработки нефти на одного занятого, возросла почти в 2 раза. Однако следует иметь в виду, что этот показатель далеко не точно отражает истинную производительность труда, поскольку в этот период происходило усложнение структуры нефтеперерабатывающей промышленности, характеризующееся заметным наращиванием мощностей вторичных процессов (с 510 млн, т в 1960 г. до 938,3 млн. т в 1980 г.). На современном НПЗ США мощностью 5 млн. т/год общее число занятых составляет 300—350 человек (в 50-х годах — почти 1000 человек).
В последние два года вследствие большой недогрузки мощностей производительность труда заметно снизилась. Однако необходимо подчеркнуть, что В1 эти годы происходил дальнейший рост мощностей вторичных процессов (особенно процессов глубокой переработки нефти), способствующих увеличению выхода наиболее ценных нефтепродуктов и, следовательно, росту валовой стоимости продукции отрасли.
КАНАДА
На долю нефти в ТЭБ Канады приходится около половины всего энергопотребления в стране (табл. 11.13).
Нефтеперерабатывающая промышленность Канады занимает одно из ведущих мест в мире. Большинство канадских НПЗ отличается небольшой мощностью, 21 НПЗ имеет мощность до 5 млн. т/год (табл. 11.14); средняя мощность НПЗ в 1984 г. — 3,4 млн. т/год, максимальная — 11,7 млн. т/год (табл. 11.15). Нефтеперерабатывающие заводы размещены в основном в наиболее промышленно развитых провинциях: Альберте, Онтарио и Квебек (табл. 11.16).
С 1973 г. в стране действует государственная компания «Петро-Канада», однако на ее долю в 1984 г. приходилось только 16% всех мощностей по первичной переработке нефти. Основная же доля мощностей по переработке нефти приходится на долю крупнейших нефтяных компаний США. Только трем транснациональным компаниим «Галф», «Шелл» и . «Тексако» принадлежит свыше 37% всех мощностей по переработке нефти в стране, Это обстоятельство, а также близкая к США структура потребления нефтепродуктов (табл. 11,17) обусловили большое сходство структур нефтеперерабатывающей промышленности Канады и США. Для Кан!ады характерна глубокая переработка нефти (табл. 11.18, 11.19), причем основное место среди светлых нефтепродуктов принадлежит автобензину (выход на нефть около 40%). В соответствии с этим весьма велик (94,3% в 1984 г.) удельный вес вторичных, в частности деструктивных (31,5%), процессов переработки нефти (табл. 11.20, 11.21). Требования к качеству основных нефтепродуктов также близки к соответствующим стандартам США. Необходимость производства высокооктанового малоэтилированного бензина 'и малосернистого дизельного и печного топлива обусловили опережающие темпы роста мощностей процессов каталитического риформинга и гидроочистки в 1970—1984 гг. (прирост мощности — 70%),
Несмотря на то, что основную долю составляют- заводы небольшой мощности, они отличаются высокой степенью технической оснащенности. На них представлены практически все современные процессы нефтепереработки (гидрокрекинг, изомеризация, алкилирование, риформинг, в том числе с непрерывной регенерацией катализатора, ККФ с лифт-реактором, производство масел, битумов, кокса) и др.
Следует -отметить, что в Канаде впервые в мире начата переработка битуминозных нефтей. В провинции Альберта действуют два завода (первый—с 1968 г., второй — с 1978 г.) по производству «синтетической» нефти из битуминозных песков суммарной мощностью около 6,2 млн. т/год. «Синтетическая» нефть поступает на НПЗ, где перерабатывается в смеси (до 30% «синтетической») с обычной нефтью с помощью традиционных процессов нефтепереработки. В 1984 г. вблизи г. Эдмонтон (провинция Альберта) должен был быть пущен НПЗ мощностью около 3,5 млн. т/год, предназначенный для переработки только битуминозной нефти. В настоящее время доля «синтетической» нефти составляет около 8% от общего объема переработки нефти в стране. К 1995 г. эта доля может возрасти до 12—15%.
Для НПЗ Канады характерен высокий уровень автоматизации технологических процессов. Это способствует достижению высокой производительности труда. Так, объем переработки нефти в расчете на одного производственного рабочего (их общее число в 1983 г. составило 8,5 тыс. человек) достиг в 1983 г. 8,4 тыс. т, что существенно превосходит аналогичный показатель в других развитых капиталистических странах.
Благодаря наличию собственных значительных ресурсов нефти (в 1980 г. доля канадской нефти в общем объеме переработки нефти в стране превышала 80%), потребление нефтепродуктов в Канаде в период после энергетического кризиса 1973 г. оставалось на достаточно высоком уровне (прирост потребления основных нефтепродуктов за 1970—1980 гг. составил 24,4%). В связи с этим нефтеперерабатывающая промышленность Канады не претерпела кардинальных изменений. Мощности по первичной переработке за 1970—1980 гг. возросли на 58%, главным образом за счет строительства новых крупных (по масштабам Канады) НПЗ (единичной мощностью 4—9 млн. т/год), а также реконструкции и технического перевооружения ряда действующих заводов. При этом ряд мелких, физически и морально устаревших НПЗ был закрыт. Загрузка НПЗ в указанное десятилетие была на достаточно высоком уровне (около 80%). Доля деструктивных процессов несколько снизилась, в связи с чем выход светлых нефтепродуктов (моторных топлив) на нефть также несколько сократился (см. табл. 11.18).
В последние годы ситуация резко изменилась. Общий экономический спад в сочетании с мерами по экономии энергии привели к заметному сокращению спроса на нефтепродукты и особенно на мазут, а также на бензин. Последнее объясняется возрастанием дизелизации автопарка, в связи с чем одновременно увеличился спрос на дизельное топливо (см. табл. 11.17).
Падение спроса на нефтепродукты и изменение структуры спроса привело к существенной недогрузке НПЗ (на 30% в 1982 г.), особенно в восточной части страны, где коэффициент загрузки мощностей составляет всего около 50%. Вследствие этого в 1983—1984 гг. были закрыты восемь НПЗ и ряд установок первичной переработки нефти. Наряду с этим в целях устра-
Таблица ПЛЗ. Структура ТЭБ Канады (по потреблению), %
л 4 О Ln
Л н
X
-0 о
>5
4 « о ГО а - X в
X
о 2 5
S 4 s я л
4
1 а
за
X
за 4 О
5
4 ОТ О го aU =«
С х
X
. 5 R о 2 х
X 4 s Ln X £
1970-
53,2
13,4
23,2
10,2
1976
50,9
10,9
26,5
11,7
1972
52,5
12,5
24,8
10,2
1978
49,2
11,3
27,0
12,5
1974
52,7
9,5
26,1
11,7
1979
48,4
12,0
27,7
11,9
Таблица ПЛ4. Распределение НПЗ Канады по мощности в 1984 г.
за"
S S
со
Е
о
V X у
X
О g
РСх ©^
•
S
ОТ о н
Ом о 4 и s S
sX
Я ° ? X О о
X X
PCs
и
X Нд
S S
со
Е
‘ о 4 V X у
S ^со
ГС X с^-
ОТ X X н
от о ь
£Нх ^ О S и 2 S
sX
о s
X V
о X X
PCs
1—3
13
48,2
16,9
18,35
5—10
5
18,5
31,8
34,48
3*—5
8
29,6
31,7
34.47
>10
1
3,7
Н,7
'12,70
Таблица ПЛ5. Характеристика нефтеперерабатывающей поомышленности Канады
Годы
Показатели
1 960
1970
1 972
1 974
Ъуб
г
1 9/8
1 980
1 982
1 984
Число заводов Мощность по первичной переработке нефти, МЛН. т средняя максимальная
Объем перера- °тки нефти, млн. т/год Коэффициент Сгрузки мощ- ностей, %
1,05
37,8
79,9
38
1,78
58т3
86,0
41
2,17
76,4
85,8
•
41
2,44 6,05 82,4
82,4
3,
2,87
11 ,60
79,0
74,5
37
2,95
11,60
83,4
76,0
1
35
3,06
11,60
87,9
82,0
35
2,95
11,60
69,2
67,4
27
3,40
11,70
68,5
74,4
Таблица 11.16. Основные центры нефтепереработки в Канаде
Провинция
Число НПЗ
Общая мощность, млн. т
Провинция
Число НПЗ
Обща? мощность, млн. т
Новая Шотландия
2
5,12
Квебек
4
18,92
Британская Колум-
6
8,16
Саскачеван
2
2,63
бия
Нью-Брансуик
1
11,70
Альберта
5
19,67
Северо-Западные террито-
1
0,14
Онтарио
6
25,73
рии
Таблица 11.17. Потребление основных нефтепродуктов в Канаде
Керосин
Смазочные „
ГодыБензин
и реактивное Дистиллятымазут
масла
всего
топливо
196012380
2739
117488848'
478
36193
34,2
7,6
32,524,4
1,3
197020129
4387
2450616507
706
66235
30,4
6,6
37,024,9
1,1
197221881
4670
2217816652
796
66177
33,1
7,1
33,525,2
1,2
197425089
4890
2372416745
884
71332
35,2
6,9
33,323,5
1,2
197626401
4675
2409415797
876
71843
36,7
6,5
33,522,0
1,2
197826662
5988
2119113992
828
68661
38,8
8,7
30,920,4
1,2
198028557
4637
2431515893
939
74341
38,4
6,2
32,721,4
1,3
198226968
3003
2064612002
678
63297
42,6
4,75
37,419,0
1,07
199025727
4699
260915913
—
—
Примечание. Здесь и в табл.
11.19 в числителе — в тыс..
т, в знаменателе —
в %.
Таблица 11.18. Выход основных нефтепродуктов в Канаде, % на нефть
Ya№
Авиационный бензин
Автомо- мобильный бензин
Реактивное топливо
Керосин
Дизельное и печное топливо
Мазут
Смазочные масла
I960
0,34
31,5
1,5
5,12
26,7
14,0
0,80
1970
0,24
33,0
2,95
4,96
29,4
18,3 ’
0,64
1972
0,20
28,1
2,81
4,10
25,7
21,1
0,56
1974
0,20
30,3
3,48
4,00
26,8
22,4
0,75
1976
0,21
33,1
3,85
4,42
27,0
19,5
0,75
1978
0,21
32,5
4,10
3,65
26,8
19,6
0,78
1980
0,19
32,3
4,17
3,60
27,8
19,3
0,96
1982
0,19
38,4
3,13
3,06
28,0
16,5
' 0,98
Таблица 11.19. Производство основных нефтепродуктов в Канаде
Годы;
цион- ный бензин
Автомобильный бензин
Реактивное топливо
Керо-
Дизельное топливо
Мазут
Смазочные масла
Всего
1960
129
11951
581
1939
10118
5313
303
30334
10,4
39,4
1,9
6,4
33,4
17,5
1,0
1970
139
19243
1721
2893
17124
10638
375
52133
0,3
36,9
3,3
5,5
32,8
20,4
0,7
1972
152
21463
2154
3129
19653
16141
425
63117
0,2
34,0
3,4
5,0
31,1
25,6
0,7
1974
167
24983
2869
3297
22081
18491
620
72508
0,2
34,5
4,0
4,5
30,5
25,5
0,9
1976
175
26196
3043
3490
21353
15373
591
70221
0,2
37,3
4,3
5,0
30,4
21,9
0,8
1978
173
27131
3400
3040
22381
16316
650
73091 -
0,2
37,1
4,7
4,2
30,6
22,3
0,9
1980
173
28385
3666
3155
24413
16935
834
77561
0,2
36,6
4,7
' 4,1
31,5
21,8
1,1
1982
1251
26586
2164
2119
19372
11398
678
63568
1,97
41,8
3,4
3,3
30,3
17,9
1,1
Таблица 11.20. Мощности НПЗ Канады по процессам, млн. т^гсд
Годы
Процессы
1960
1970
1972
1974
1976
1978
1980
19^2
1984
Первичная, пере- 47,3
67,8
89,0
100,1
106,0
109,8
107,2
102,7
92,1
работка
Вакуумная пе-
20,9
27,6
30,2
34,6
31,9
36,2
35,1
35,7
33,3
регонка Термические Каталитический
4,4
19,7
6,8
26,6
7,4
26,9
4,3
28,5
3,7 27,0
3,7
29,1
2,8
26,2
4,2
21,4
4,1
21,3
крекинг Каталитический
7,2
9,8
11,9
14,3
16,2
18,2
17,9
16,8
17,3
риформинг Гидроочистка
10,1
22,0
29,5
33,0
37,1
40,8
40,2
37,0
36,6
Гидрообессери-
—
—
1 ,з
0,86
1,0
0,2
0,2
0,3
0,4
вание Гидрокрекинг. Алкилирование Полимеризация
0,53 1,0
1,6 0,89
2,3 1 ,4
5,0 1,8
2,3
2,1
3,8
2,5
3,8
2,4
0,8
4,2
1,0
0,8
3,7
2,4
0,8
Изомеризация
—
...
0,1
6,3
0,1
0,5
0,1
0,1
0,4
Производство смазочных
0,396
0,562
0,671
0,697
0,705
0,91
0,94
0,83
0,87
масел
5,52
7,4
нефтебитума
3,2
8,1
5,8
6,3
5,03
3,77
5,05
нефтяного
0,16
0,099
2,2
0,54
0,229
0,228
0,177
0,455
0,1
кокса
Таблица И. 21. Долл вторичных процессов на НПЗ Канады, %
Процессы •
Годы
I960
■ 1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1 984
Термические
9,3
10,0
8,3
4,3
3,5
3,4
2,6
4,1
4,4
Каталитический крекинг
41,6
39,2
30,2
28,5
25,5
26,5
24,4
20,8
23,1
Каталитический риформинг
15,2
14,4
13,4
14,3
15,3
16,6
16,7
16,3
18,3
Гидроочистка
21,3
32,4
33,1
33,0
35,0
37,2
37,5
36,0
39,7
Гидрообессеривание
—
1,5
0,9
0,9
0,2
0,2
0,3
0,4
Гидрокрекинг
—
2,3
2,6
5,0
2,2
3,5
3,5
4,1
4,0
Алкилирование
1,1
1,3
1,6
1,8
2,0
2,3
2,2
1,0
2,6
Полимеризация
—
—
0,1
0,3
—
—
0,7
0,8
0,9
Изомеризация
—
—
—-•
0,1
0,5
0,1
0,1
0,4
Всего
87,4
99,6
90,8
88,1.
84,5
90,2
87,9
83,5
93,9
нения дисбаланса в производстве нефтепродуктов осуществляется строительство нескольких установок''деструктивной переработки нефти (каталитического крекинга и гидрокрекинга), обеспечивающих производство дизельного и реактивного топлива (спрос на которое в будущем заметно возрастет) практически из любого сырья (включая остатки, битуминозную нефть и др.).
Глава Ш
РАЗВИТИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВЕДУЩИХ СТРАН ЗАПАДНОЙ ЕВРОПЫ И ЯПОНИИ
ВЕЛИКОБРИТАНИЯ
Нефть играет ключевую роль в ТЭБ Великобритании. Быстрый рост цен на нефть после энергетического кризиса 1973 г. привел к заметному сокращению ее доли в ТЭБ страны (табл. Ш.1). Однако увеличение добычи собственной (североморской) нефти после 1975 г. способствовало тому, что в последние годы и в перспективе нефть остается важнейшим энергоносителем в ТЭБ Великобритании. Доля нефти в ТЭБ и абсолютное потребление нефтепродуктов в Великобритании заметно ниже, чем в остальных ведущих" западноевропейских странах.
К 1981 г. Великобритания достигла практически полной самообеспеченности нефтью и нефтепродуктами. Наряду с наращиванием добычи нефти этому способствовало и значительное абсолютное снижение потребления нефтепродуктов (табл. III.2), обусловленное резким возрастанием цен на-нефть и нефтепродукты после 1973 г. Потребление различных нефтепродуктов изменялось неодинаково: заметно уменьшилось потребление остаточного котельного топлива, которое сравнительно легко может быть заменено в качестве энергетического топлива углем, природным газом, ядерной энергией; потребление моторных топлив (бензина, керосина, дизельного топлива) почти не изменилось. В результате доля моторных топлив в структуре потребления нефтепродуктов возросла с 45,4% в 1970 г. до 71,5% в 1981 г., а доля *
остаточного котельного топлива за этот же период снизилась с 52,6 до 27,2%.
По величине мощностей нефтеперерабатывающей промышленности (99,7 млн. т в- 1984 г.) Великобритания занимает последнее место среди четверки ведущих западноевропейских стран. Общее число НПЗ в стране составляет 16 (1984 г.); максимальная мощность НПЗ по первичной переработке нефти — 15 млн. т/год (завод компании «Эссо» в Фоули), средняя — 6,2 млн. т/год (табл. III.3). Все НПЗ в Великобритании размещены вблизи морских портов.' В ряде случаев они образуют крупные комплексы. Самый большой из них находится в районе Милфорд—Хейвена (Южный Уэльс), где Действуют три завода суммарной мощностью 18,7 млн. т/год. По территории страны мощности нефтеперерабатывающей промышленности распределены следующим образом (в %):
Устье Темзы и Юго-Восточное побережье33,4
Южный Уэльс28,6
Ланкашир, Ливерпуль, Блэкпул14,2
Шотландия■6,6
Восточное побережье (устья рек Хамбер и Тис)17,2
Нефтеперерабатывающая промышленность Великобритании является сферой деятельности частного капитала: 45% всех мощностей по переработке нефти приходится на долю национальных компаний, 48,5% мощностей принадлежит компаниям, контролируемым США, 7,5% — Францией и Бельгией, государственные компании отсутствуют. -
Несмотря на то, что деятельность государственного сектора в нефтеперерабатывающей промышленности Великобритании ограничена, роль государственного регулирования после 1973 г. в этой области экономики, включая экспорт — импорт продукции, возросла. Правительство Великобритании все больше вмешивается в дела нефтяных компаний, ограничивая или стимулируя их деятельность. Функции управления по основным вопросам добычи и переработки нефти осуществляет Министерство энергетики.
До 1973 г. структура производства основных нефтепродуктов примерно соответствовала структуре их потребления (табл. III.4), выход остаточного котельного топлива (мазута) на нефть достигал почти 40% (табл. III.5). Поэтому невелика'была мощность и деструктивных процессов (термо-, гидро- и каталитического крекинга) переработки нефти (табл. III.6), а их удельный вес (в 1971 г.) доставлял всего 10,7% (табл. III.7).
Резкий спад потребления нефтепродуктов после 1973 г. привел к хронической недогрузке мощностей нефтепереработки (см. табл. Ш.З), в связи с чем в последние годы был закрыт или законсервирован ряд заводов и установок по первичной переработке нефти. Значительную часть мощностей намечается вывести из эксплуатации в ближайшие годы. Однако простая ликвидация избытка мощностей по первичной переработке нефти не в состоянии устранить дисбаланс в структуре потребления и производства основных нефтепродуктов, образовавшийся в результате повышения спроса на светлые нефтепродукты при отсутствии достаточно глубокой переработки нефти. Поэтому с конца 70-х годов осуществляется программа модернизации НПЗ, направленная на увеличение глубины переработки нефти. В рамках этой программы проводится широкое строительство установок каталитического крекинга, висбрекинга и гидрокрекинга, при этом приоритетное развитие получает процесс каталитического крекинга. По удельному весу этого процесса (17,5%) Великобритания занимает первое место среди стран Западной Европы. Уже к 1985 г. доля деструктивных процессов достигла 30,5%. К 1990 г. мощности установок каталитического крекинга намечается увеличить до 31 млн. т.
Наряду с каталитическим крекингом значительное развитие получает процесс висбрекинга. Хотя с точки зрения выхода и качества светлых нефтепродуктов этот процесс заметно уступает каталитическому крекингу и гидрокрекингу, он требует существенно меньших капиталовложений. Кроме того, под процесс висбрекинга могут быть переоборудованы бездействующие установки атмосферной перегонки, что позволяет одновременно сократить избыточные мощности по первичной переработке нефти.
Таблица Ш.1. Структура ТЭБ Великобритании (по потреблению), %
Годы
Нефть
Уголь
Природный газ
Гидро- и ядерная энергия
Годы
Нефть
Уголь
При-1 родный газ j
Гидро- и ядерная энергия
1970
42,5
50,4
5,7
1 ,4
1980
36,9
36,7
21,6
4,7
1972
46,6
39,1
12,8
1,5
1982
35,6
35,5
23,0
5,9
1974
44,6
37,0
16,7
1,7
1985
39,9
31,7
21,6
6,7
1976
39,7
39,5
■ 19,0
1,8
1990
40,2
30,2
22,3
’ 7,2
1978
40,8
37,4
20,0
1,8
Таблица II 1.2. Потребление основных нефтепродуктов в Великобритании
Годы
Бензин
Керосин и реактивное топливо
Дизельное и печное топливо
Мазут
Смазочные масла
Всего
1960
9176
2427
7010
21067
980
40 660
22,6
■6,0
17,2
51,8
2,4
1970
14320
5673 -
. 17942
43422
1179
82 536
17,4
6,3
21,7
52,6
1,4
1971
15037
6081
18479
44344
1147
85 088
17,7
7,1
21,7
52,2
1,3
1972
15973
5683
23340
43578
1112
89 686
17,8
6,3
26,1
48,6
1,2
1973
17000
7155
23649
42073
1185
91 062
18,7
7,9
25,9 -
46,2
1,3
1974
16547
6265
19909
41292
1045
85 058
19,4
7,4
23,4
48,5
1,3
1975
16186
6206
20553
31839
992
75 776
21,4
8,2
27,1
42,0
1 ,з
1976
16928
6320
19332
30639
1011
74 230
22,8
8,5
26,0
41,3
1,4
1977
17448
6985
20416
29808
1029
75 686
23,1
9,2
27,0
39,4
1,3
1978
17204
7085
20587
30653
964
76 493
22,5
9,3
26,9
40,1
1,8
1979
18723
7022
20744
29266
1043
76 798
24,4
9,1
27,0
38,1
1,4
1980
119152
6492
21478
20826
886
68 834
27,8
9,4
31,2
30,3
1,3
1981
18723
8656
17711
17154
.834
63 078
29,7
13,7
28,1
27,2
1,3
1982
18465
6227
18445
20278
834
64 249
28,7
9,7
28,7
31,6
1,3
Примечание. Здесь и в табл. III.4 в числителе —• в тыс. т, в знаменателе
Таблица Ш.З. Характеристика нефтеперерабатывающей промышленности в Великобритании
Показатели
Годы
I960
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1983
1981
Число НПЗ
14
21
21
20
21
19
19
16
16
16
Мощность по первичной переработке нефти, млн. т/год Мощностьзавода,
млн. т
47,1
118,6
122,3
138,2
149,7
141,3
130,5
112,2
103.8
99,7
средняя
3,36
5,65
5,82
6,91
7,12
7,43
6,87
7,01
6,49
6,23
максимальная
11,7
17,0
18,3
19,4
18,2
17,6
17,6
15,0
15,1
14,9
Объем переработки нефти, млн. т
43,7
100,9
107,8
115,5
98,3
96,5
86,4
77,2
76,9
79,1
Коэффициент загрузки мощностей, %
92,8
85,0
88,2
80,7
65,7
68,3
66,2
68.8
74,1
79,3
Таблица 111.4. Производство основных нефтепродуктов в Великобритании
Годы
Авиационный бензин
Автомобильный бензин
Реактивное топливо
Керосин
Дизельное и печное топливо (-1:1)
Мазут
Смазочные масла
Всего
1950
1812
164
1945
3835
429
8 185
22,1
' 2,0
23,8
46,9
5,2
8075
2353
7802
18532
926
37 688
1960
21,4
6,2
20,7
49,2
2,5
51
11351
3305
2899
22514
42878
1324
84 322
1970
0,06
13,5
3,9
3,4
26,7
50,8
1,6
1971
62
12527
3709
2784
24454
43193
1429
88 158
0,07
14,2
4,2
3,1
27,7
49,0
1,6
1972
32
13637
4427
2941
25586
41021
1332
88 926
0,03
15,3
5,0
3,3
28,7
46,1
1,5
1973
66
14849
4709
2715
27852
42045
1476
93 712
0,07
15,8
5,0
2,9
29,7
44,9
1,6 '
1974
292
14527
4103
2780
27640
40040
1455
90 837
0,3
16,0
4,5
3,1
30,4
44,0
1,6
1975
273
13915
3486
2638
23323
32726
1141
77 502
0,3
17,9
4,5
3,5
30,2
42,2
1,5
1976
251
15232
4030
2458
24196
32695
1310
80 172
0,2
19,0
5,0
3,0
30,2
40,8
1,6
140
14806
3943
2392
23474
30481
1380
76 617
1977'
0,2
19,3
5,1
3,1
30,6
39,8
1,8
Продолжение табл. 111.4
Годы
Авиационный бензин
Автомобильный бензин
Реактивное топливо
Керосин
Дизельное и печное топливо (—1:1)
Мазут
Смазочные масла
Всего
—
15840
4704
2602
24023
30518
1203
78 897
1978
7
20,1
6,0
3,3
30,4
38,7
1,5
1979
86
16103
5167
2684
25441
28608
1356
79 445
0,1
20,3
6,5
3,4
32,0
36,0
1,7
43
16576
5035
6735
22114
23621
1251
75 375
1980
0,05
22,0
6,7-
8,9
29,3
31,3
1,6
1981
43
17133
4416
1884
20400
19070 -
1043
63 989
0,07
26,8
6,9
2,9
31,9
29,8
1,63
43
19151
4328
1837
20595
16440
1043
63 437
1982
0,07
30,2
6,8
2,9
32,5
25,9
1,6
Таблица 111.5. Выход основных нефтепродуктов на НПЗ Великобритании, % на нефть
Годы
Авиационный бензин
Автомобильный бензин
Реактивное топливо
Керосин
Дизельное н печное топливо
Мазут
Смазоч- • ные масла
1960
18
,8
5,5
17,8
42,3
2,1
1970
0,05
11,2
3,3
2,9
22,3-
42,5
1,3
1971
0,06 ■
12,0
3,6
2,7
23,4
41,4
1 л
1972
о'оз
12,6
4,1
2,7
23,7
38,1
1 >2
. *1973
0,06
12,9
4,1
2,4
24,3
36,7
1
1974
0,026
13,0
3,7
2,5
24,8
35,9
1,3
1975
0,30 '
14,8
3,7
2,8
24,8
34,8
1,2
1976
0,26
15,5
4,1
2,5
24,6
33,2
1,3
1977
0 J5
15,7
4,2
2,5
24,9
■ 32,2
1 ,5
1978
0,07
16,4
4,8
2,7
24,9
31 ,6
1,2
1979
0,09
16,4
5,3
2,7
26,0
29,3
1 Л
1980
0,05
19,2
5,8
7,8
25,6
27,3
1 Л
1981
0,06
21,9
5,6
2,4
26,1
24,3
1,3
1982
0,06
24,8
5,6
2,4
26,7
20,5
1,4
Таблица 111.6. Мощности НПЗ Великобритании по процессам, млн. Нгод
Годы
[Процессы
I960
1.97 0
1973
1974
1 975
1976
1977
Первичная перегонка Вакуумная перегонка Термические Каталитический крекинг Каталитический риформинг
47,1
9,1
2.6
5,3
3,4
118,6
17,7
4,3
8,4
15,5
137,1
17,1
3,2
9,2
17,6
138,2 19,0
16,0
18,7
143,4
19,1-
9,9
18,5
149,7
21,5
9,9
19,2
144,5
21,2
2,2
9,1
20,2
47
Продолжение табл. III.6
Процессы ‘.
Годы
I960
1970
1 973
1 974
1975
1 976
1 977
Гидрокрекинг
—
3,0
1,5
1,5
1,3
2,0
Гидроочистка
2,9
12,3
22,5
18,5
18,2
19,3
26,3
Гидрообессериваиие
—
16,1
9,1
19,2
22,4
23,3
17,7
Алкилирование
0,10
0,13
0,1
0,11
0,11
0,11
0,1
Полимеризация
0,25
0,14
0,4
0,31
0,31
0,60
0,74
Изомеризация
—
—
—
—
—
—
—
Производство
смазочных масел
0,8
1,2
1,23
1,44
1,20
1,20
1,1
нефтебитума
0,33
0,72
1,25
1,51
1,52
1,55
1,9
нефтяного кокса
—
0,1
0,31
0,33
0,36
0,37
0,35
Продолжение табл. II 1.7
Процессы
Годы
1 979
1 98 0
1981
1982
1983
1 984
1985
Термические
2,6
4,3
5,0
8,5
9,3
8,8
10,7
Каталитический крекинг
5,8
6,3
7,3
10,1
11,6
16,0
17,5
Каталитический риформинг
14,0
12,9
15,2
16,2
16,2
16,2
16,0
Гидрокрекинг
1,0
0,8
1,0
1,7
1,7
2,0
2,3
Гидроочистка
13,7
17,8
21,6
29,7
35,2
35,3
36,9
Гидрообессеривание
19,8
12,7
13,9
12,9
7,8
6,9
7,3
Алкилирование
0,1
0,1
0,1
0,5
1,0
1 ,4
1,5
Полимеризация -
0,4
0,4
0,4
0,5
0,6
0,6
0$6
Изомеризация"
0,1
0,02
0,02
0,7
1,1
1,3
' 1,3
Всего
57,5
55,3
64,5
80,8
84,5
88,5
94,1
Продолжение табл. III.6
Процессы
Годы
1978
1 979
1980
1981
1 982
1983
1984
Первичная перегонка
141,3
141,3
130,5
123,2
112,2
103,8
99,7
Вакуумная перегонка
21,0
21,3
22,8
28,7
30,7
31,2
35,3
Термические
3,9
6,1
6,5
10,5
10,4
9,2
10,6
Каталитический крекинг
8,2
8,9
9,5
12,5
13,1
16,7
17,4
Каталитический риформинг
20,6
18,2
19,8
19,9
18,2
16,9
15,9
Гидрокрекинг■
1,4
1,2
1,4
2,1
2,0
2,1
2,3
Гидроочистка
19,4
25,1
28,1
36,6
39,5
36,7
36,8
Гидрообессериваиие
28,0
17,9
18,2
15,9
8,8
7,2
7,3
Алкилирование
0,1
0,1
0,1
0,6
1,1
1,4
1,5
Полимеризация
0,5
0,5
0,5
0,6
0,6
0,6
0,6
Изомеризация Производство
0,20
0,02
0,03
0,9
1,2
1,3
1,2
смазочных масел
1,1
1,1
1,1
1,0
0,8
0,8
0,9
нефтебитума
1,9
1,9
1,5
1,7
1,5
1,5
1,5
нефтяного кокса
0,38
0,51
0,6
0,7
0,6
0,6
0,6
Таблица III.7. Доля вторичных процессов
ча НПЗ
Великобритании,
% к первичной переработке нефти
Процессы
Годы
I960
1 970
1973
1974
1975
1976
1977
Термические
5,5
3,6
2,3
1,4
Каталитический крекинг
11,3
7,1
6,7
7,3
6,9
6,6
6,3
Каталитический риформинг
7,2
13,0
12,9
13,5
13,0
12,8
14,0
Гидрокрекинг
—
—
3,0
1,0
1,0
1,0
1,4
Гидроочистка
6,2
10,3
16,4
13,5
12,7
12,8
18,2
Гидрообессериваиие
—
13,6
6,6
19,1
15,6
15,6
12,3
Алкилирование.
0,2
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
Полимеризация
0,5
0,1
0,4
0,2
0,2
0,4
0,7
Изомеризация
—•
—
—
—
—
—
Всего
30,9
47,8
48,4
54,7
49,5
50,2
54,4
48
Таблица I1I.8. Некоторые свойства автобензинов Великобритании
.1
Показатели|
Годы
. 1967
1973
1977
1980
1985
Максимальное содержание
0,64
0,55
0,45
0,40
0,15
свинца, г/л
0,64
—
0,45
0,4
0,55
0,15
о.ч.и.
98,3
98,3
98,3
97*
97*
91,4
91,0
90,9
90*
—
89,0
90,4
89,9
86*
—
о.ч.м.
84,3
84,9
85,0
80*
—
* Минимальное.
Примечания. 1. В числителе — премиальный бензин (4 звездочки),
в знамена-
теле — регулярный (2 звездочки). 2. Соотношение объемов потребления премиального
и регулярного бензинов в 1982 г.
5,7 : 1.
Таблица 111.9. Технико-экономические показатели нефтеперерабатывающей промышленности Великобритании (в ценах 1975 г.)
Показатели
Годы
1972
1974
1 976
1978
1982
Объем переработки нефти, млн. т
107,8
109,7
97,2
96,5
77,2
Выход светлых нефтепродуктов, % на нефть
43,2
51,0
52,3
54 ;з
59,6
Условно-чистая продукция, мли. ф. ст.
94,8
977
891
855
14,0
Численность занятых, тыс. чел.
18,2
18,7
17,7
17,0
21,0
в том числе рабочих
12,0
13,0
12,0
11,0
66,7
Производительность труда* одного занятого, тыс.
52,1
52,2
50,3
50,3
3,7
Ф. ст.
Объем переработки нефти, тыс. т
на одного занятого
5,9
5,9
5,5
5,7
на одного^рабочего
9,0
8.4
8,1
8,8
— II
* По условно-чнстой продукции._
49
В последнее десятилетие в Великобритании наблюдается заметное повышение требований к качеству основных нефтепродуктов с точки зрения их безвредности для окружающей среды. Так, значительно снижены предельно допустимые нормы на содержание антидетонационных присадок на основе свинца в автобензинах (табл. III,8). Содержание серы в дизельном- топливе снижено с 0,8 до 0,5% (в 1980 г.). Это обусловило заметный рост мощностей процессов каталитического риформинга (на 25% с 1973 по 1982 г.) и особенно гидроочистки (на 70%). В целом удельный вес вторичных процессов на 1 января 1985 г. составил 94,1%.
Совершенствование структуры нефтеперерабатывающей промышленности Великобритании требует значительных капиталовложений. В 1960—1972 гг. (период быстрого роста мощностей нефтепереработки) годовые капиталовложения достигли максимума (108 млн. ф, ст. в 1971—1972 гг.). Застой, вызванный нефтяным кризисом 1973 г., привел к заметному сокращению капиталовложений (примерно на 70 млн. ф. ст. ежегодно в 1973—1977 гг.). В 1978 г., когда в основном началась реализация программ наращивания мощностей процессов деструктивной переработки нефти и производства высокооктановых компонентов бензина, объем ежегодных капиталовложений составил 148 млн. ф. ст.
Структура капиталовложений в нефтеперерабатывающей промышленности свидетельствует об их высокой эффективности, поскольку доля ассигнований на машины н оборудование (96% в 1978 г.) намного превосходит долю средств, выделяемых на строительство зданий и сооружений.
Численность рабочих н служащих, занятых в нефтеперерабатывающей промышленности Великобритании в 1978 г., составила 17 тыс. человек (табл. IIL9), из них около 70% приходится на долю рабочих. Несмотря па значительное увеличение мощностей вторичных процессов н повышение глубины переработки нефти, численность занятых в 1970—1980 гг. не только не возросла, а даже уменьшилась. В то же время производительность труда за последнее десятилетие несколько снизилась, что объясняется значительной недогрузкой НПЗ, характерной для послекрнзнсного (1973 г.) периода развития нефтепереработки. *
ИТАЛИЯ
В ТЭБ Италии доля нефти к 1973 г. достигла 75,5%—самый высокий показатель средн развитых капиталистических стран. Однако многократное повышение цен на нефть н меры по экономии энергии, вызванные энергетическим кризисом 1973 г., а также общий спад развития экономики повлекли за собой сокращение доли нефти до 64,5% в 1983 г. (табл. ШЛО). В перспективе предполагается дальнейшее уменьшение доли нефти (до 50% в 1990 г.) главным образом за счет увеличения использования природного газа н ядер- ной энергии, а также угля.
Как и в других развитых капиталистических странах, резкое повышение це‘н на нефть привело к уменьшению потребления нефтепродуктов и изменению структуры спроса. Доля мазута, составлявшая в 1972 г. почти 60% (максимальная средн ведущих западноевропейских стран), к 1980 г. сокра-
тилась до 46,3% (табл. Ш.Н). Это объясняется его заменой в качестве энергетического топлива углем, природным газом и атомной энергией. Одновременно увеличилась доля светлых нефтепродуктов — бензина и особенно дизельного и печного топлива, что связано с усилением -дизелизации автопарка. Такая тенденция в изменении структуры спроса на основные нефтепродукты, вероятно, сохранится и в перспективе.
По мощности нефтеперерабатывающей промышленности Италия занимает третье место в мире (после США и Японии) и первое в Западной- Европе, началу 1985 г. в' Италии действовали 23 НПЗ суммарной мощностью 153,6 млн. т/год, средняя мощность НПЗ — 6,7 млн. т/год, максимальная — 16 1 млн. т/год (табл. III.12). Большинство НПЗ — топливного профиля, и лишь на некоторых заводах имеются крупные нефтехимические производства. Для нефтеперерабатывающей промышленности Италии характерна высокая концентрация производства: на 6 НПЗ мощностью 10 млн. т/год и, выше приходится 48,8% суммарной мощности отрасли, а на 14 НПЗ мощностью выше 3 млн. т/год — 81,4% (табл. 111,13).
В связи со специфическим географическим положением (близость к основным странам-экспортерам нефти н наличие удобных морских путей) нефтеперерабатывающая промышленность Италии в значительной степени ориентирована на экспорт. В 1982 г. из страны экспортировано 14,6 млн. т нефтепродуктов. Поэтому мощности нефтепереработки намного превосходят внутренние потребности страны в нефтепродуктах даже в периоды максимального спроса.
Нефтеперерабатывающие заводы распределены на территории страны Неравномерно и в основном концентрируются вблизи морских портов (39,8% мощности сосредоточено на островах Сицилия н Сарднння, 20,4% — на побережье Тирренского н 17,3% — на побережье Адриатического моря) и в промышленно развитых северных районах (22,6%).
Отличительная особенность нефтеперерабатывающей промышленности Италии — относительно высокий удельный вес государственного предпринимательства. Так, около 17% всех мощностей принадлежат государственной нефтяной компании ЭНИ, примерно 28%—транснациональным нефтяным компаниям (в том числе «Экссон» — 12%, «Мобил» — 4, ' «Галф» — 1,5, «Компани Франсэз де Петроль»— 5% н т. д.), 55% — местным частным компаниям.
Как отмечалось, для Италии характерен высокий спрос на мазут, значительна (46% в 1973 г.) была доля мазута и в экспорте нефтепродуктов. В связи с этим итальянская нефтепереработка была рассчитана на неглубокую переработку нефти с выпуском около 45% на нефть мазута (табл. Ш.14, III.15). Это обусловило и низкий удельный вес процессов деструктивной переработки нефти — 9,6% в 1980 г. (табл. III.16, Ш.17).
С другой стороны, качество основных нефтепродуктов, вырабатываемых на НПЗ Италии, до последнего времени было заметно ниже, чем в других Развитых капиталистических странах. Так, в Италии действовали самые высокие предельно допустимые нормы на содержание антидетонацнонных присадок на основе свинца в бензине (табл. III. 18), а также на содержание серы в дизельном топливе — 1,1% (масс.). Относительно невелик и удельный вес вторичных процессов, обеспечивающих повышение качества нефтепро-
дуктов (каталитический риформинг, гидроочистка). В целом по уровню развития вторичных процессов нефтеперерабатывающая промышленность Италии заметно уступает остальным развитым капиталистическим странам.
Последовавшее после 1973 г. уменьшение спроса на нефтепродукты внутри страны, а также значительное падение экспорта нефтепродуктов, связанное с резким уменьшением спроса на нефтепродукты в других западноевропейских странах — главных торговых партнерах Италии, в сочетании с продолжающимся до 1978 г. ростом мощностей по первячной переработке нефти, обусловленным главным образом завершением строительства, начатого до 1973 г., привели нефтеперерабатывающую промышленность Италии в состояние глубокого кризиса. Мощности после 1973 г. загружены примерно на 50%, а в отдельные годы и менее чем на 50% (самый низкий показатель среди развитых капиталистических государств). Соответственно очень низка рентабельность нефтепереработки. В целях ее повышения в последние годы закрывают или консервируют ряд заводов и установок атмосферной перегонки. К началу 1985 г. мощности по первичной перегонке нефти сократились по сравнению с 1977 г. (когда был достигнут максимум мощностей) на 27,5%, закрыто 9 НПЗ. Однако значительный избыток мощностей, вероятно, сохранится до конца 80-х годов.
Как отмечалось выше, энергетический кризис 1973 г. вызвал не только сокращение потребления нефтепродуктов, но и увеличение спроса на светлые нефтепродукты, что способствовало возникновению дисбаланса в структуре потребления и производства нефтепродуктов. Для его устранения в последние годы в Италии расширяют мощности деструктивных процессов переработки нефти. Особенно быстрыми темпами происходит наращивание мощностей термических процессов и прежде всего висбрекинга (7 установок пущено только в 1981, 1982 гг.). Это объясняется, с одной стороны, сравнительно низкими капиталовложениями, необходимыми для строительства таких установок, а с другой — переоборудованием под эти процессы части бездействующих установок атмосферной перегонки. За 1981 —1985 гг. удельный вес этих процессов повысился с 1,7 до 10,4%.
В последние годы заметно возросли мощности процессов риформинга и гидроочистки (см. табл. III.17), что связано с ужесточением требований к качеству моторных топлив (снижение предельно допустимых норм на содержание свинца в автобензинах до 0,4 г/л и серы в дизельном - топливе до 0,5% масс.).
В ближайшие годы в Италии будет происходить дальнейшее закрытие бездействующих заводов и установок (до 1990 г. предполагается закрыть 6—8 заводов суммарной мощностью около 40 млн. т/год), а также модернизация существующих НПЗ путем расширения мощностей деструктивных процессов переработки нефти. Вместе с тем, вероятно, заметно возрастет доля НПЗ, перерабатывающих нефть на давальческих началах по заказу стран-экспортеров нефти, например Алжира, Ливии и др.
Общее число занятых (в том числе и рабочих) в расчете на 1 млн. т переработанной нефти наименьшее среди ведущих западноевропейских стран (табл. III.19). Соответственно производительность труда — самая высокая среди указанных стран. Однако следует учитывать, что глубина переработки нефти в Италии — наименьшая (максимальный выход мазута).
Таблица ШЛО. Структура ТЭБ Италии (по потреблению), %
3 о
И
О
о
>5
3 X К о
X
ф
X ' та 2 =
. «Фк s « s UR h
3 о
из
ф
X
из о Й
3
а
КЙ
Ф X (Л X
А та 5 х
« ф к
1970
75,2
8,7'
ИЛ
4,4
1978
68,3
7,0
20,6
4,0
1972
75,9
7,2
13,0
3,9
1980
67,6
8,7
15,3
8,4
1974
74,0
7,3
15,5
3,2
1981
66,8
9,4
15,1
8,7
1976
70,2
6,6
19,8
3,4
1983
64,5
9,5
16,4
9,5
годы
1
Бензин
Керосин и 1 реактивное топливо
Дизельное и печное топливо
Мазут
Змазочные
масла
Всего
1960
2818
500 "
3019
12609
262
19208
14,7
2,6
15,7
65,6
1,4
1970
9332
3205
12776
45869
573
71745
18,0
4,5
17,8
63,9
0,8
1971
9731
3923
15119
45370
578
74721
13,0
5,3
20,2
60,7
0,8
1972
10538
3618
17997
48420
556
81129
13,0
4,5
22,1
59,7
0,7
1973
10192
5922
19480
45996
430
82020
12,4
7,2
23,8
56,1
0,5
1974
10447
3432
21085
49193
561
84718
12,3
4,1
24,9
58,0
0,7
1975
11293
2773
18725
37328
518
70637
16,0
3,9
26,5
52,9
0,7
1976
10909
2975
21525
38504
594
74307
14,7
4,0
29,0
51,6
0,7
1977
10569
3358
22410
43131
633
80101
13,2
4,2
28,0
53,8
0,8
1978
14253
2786
24889
48913
473
91314
15,6
3,1
27,3
53,6
0,5
1^79
12153
2429
24658
36664
626
76530
15,9
3,2
32,2
47,9
0,8
1980
12453
2252
24120
34143
626
73594
16,9
3,1
32, 9
'46,3
0,8
Таблица II 1.11. Потребление
основных нефтепродуктов в Италии
Годы
Бензин
Керосин и реактивное топливо
Дизельное и печное топливо
Мазут
Смазочные масла
Всего
й
двиа-^ циоиный бензин
Автомобильный бензин
Реактивное топливо
Керосин
Дизель-
печиое топливо
Мазут
О S
И
1981
1982
п в %.
Таблиц Итали
12324
15,6
12110
15,6
имечание.
a Ш.12. Хар л
1943
2,5
1546
2,0
Здесь и в та
актеристика
23924
30,4 23875
30,7
5л. III.14 в чи
нефтеперера!
40007
50,7
39733
51,1
слителе — в ть
штывающей
626
0,8
417
0,6
JC. Т, В 3H3N
громышлег
78824'
1950
77684
1960
1енателе —
1970
tHOCiu1971
91 20
441
16
161 0,17 .
151
0,15
100
0,1
91
0,1
93
0,1
67
0,1
44
0,05
49»
0,05
36 0,04
86 0,09
173
0,22
388 0,5
15
5
18
5
12671
13,2
13046
13,4
13871
13,7
15097
13,9
14720
14,5
14025
16,5
14461
16,1
15897
17,0
16350
16,4
16619
16,8
15159
18,6
14857
18,7
15244
20,0
_2
6
10
3
1467
1,5
1788
1,8
2013
2,0
2030
1,9
1737
1,7
1348
1,6
1573
1,7
1571
1,7
1897
1,9
1987
2,0
1767
2,2
1590
2,0
1016
1,3
99
,2
28
,8
3404
3,5
4258
4,4
4279
4,2
4477
4,1
3971
3,9
3041
3,6
3454
3,8
2981
3,2
3024
3,0
3203
3,2
2402
3,0
2449
3,1
2638
3,5
1040
21,6
8005
29,7
22951
23,9
23737
24,3
25178
24,8
28779
26,6
29016
28,6
23520
27,7
26159
29,2
26295
28,1
29835
29,9
30284
30,6
25147
30,9
25047
31,6
24215
31,8
"2429
50,5
13282
49,3
54607
56,9
53952
55,3
55401
54,7
57397
53,0
51289
50,6
4244_4_
49,9
43332
48,3
45847
49,1
47815
47,9
45707
46,3
35897
44,1
34414
43,3
3,1839
41,8
58
1,2
174
0,6
672
0,7
545
0,56
497
0,5
494
0,4
623
0,6
528
0,6
685
0,8
798
0,8
855
0,8
939
1,0
1043
1,3
886
1,1
886
1,1
4811
26927
95933
97477
101339
108365
101449
84973
89708
93438
99812
98825
81415
79416
76226
Показатели
Годы'1972
1 960
1 970
1 972
1 974
1976
1978
1 980
1982
1984• 1973
Число НПЗ
Мощность по первичной переработке нефти, млн. т/год
Мощность завода, млн. т средняя максимальная
Объем переработки нефти, млн.' т
Коэффициент загрузки мощностей, %
Таблица 111.13. Распредет
34
38,4
1,12
8,5
30,7
79,9
ение
36 160,6
4,46
23,7
116,4
72,5
НПЗ
34
178,4
5,25
22,5
125,9
70,5
И тали'
34
196,2
5,17 25,0 123,1
62,7
шоп
32
209,9
6,56 25,0
110,8
52,8
О1ЦНОС
32 208,3
6,51
25,0
117,7
56,5
ги на
32
203,1
6,36 25,0
96,2
47,4
1 янв
28 163,0
5,82
16,1 86,5
53,1
аря Н
231974
153,6
1975
6,70
16,1
77,81976
50,8 ' 1977
1978
185 г.
Мощность, мли. т
Число НПЗ
Доли в общем числе НПЗ, %
Суммарная мощность, млн. т
1979 Доли
в общей мощности,
%1980
1—3
3-5
5—1 0
10—15
>15
54
4
5
8
5
1
17,4
21,7
34,8
21,7
4,4
7,4 21,1 50,0 59,0 16,1
4,81981
13,8
32,6
38,31982
10,52
Продолжение табл. II 1.1.1
Таблица 111.14. Производство основных нефтепродуктов в Италии
Таблица 111.15. Выход основных нефтепродуктов в Италии, % на нефть
Годы
Авиационный бензин
Автомобильный бензин
Реактивное топливо
Керосин
Дизельное и печное топливо
Мазут
Смазочные масла
I960
14,3
3,3
26,1 .
43,9
0,6
1970
0,1
10,9
1,3
2,9
19,6
46,6
0,5
1971
0,18
10,8
1,5
3,5
20,5
46^6
0,5
1972
0,08
Н,1
1,6
3,4
20,0
44,0
0,4
1973
0,07
11,4
1,5
3,4
21,7
43,3
0,4
1974
0,08
12,0
1,4
3,2
23,6
41 ,6
0,5
1975
0,07
14,8
1,4
3,2
24,7
44,6
0,5
1976
0,04
13,4
1,5
3,2
24,2
40,1
0,6
1977
0,05
15,3
1,9
2,9
25,3
44,0
0,8
1978
0,03
13,9
2,0
2,6
25,4
40,6
0,7
1979
14,1
4,4
25,6
38,7
0,8
1980
15,7
4,3
26,1
37,2
1,1
1981
16,2
4,4
27,0
37,1
0,95
1982
0,45
17,6
1,2
3,1
' 28,0
36,8
КО
Таблица III.16. Мощности НПЗ Италии по процессам, млн. г/ год
Процессы
Годы
I960
1970
1973
1974
1975
1976
1977
Первичная перегонка
38,4
160,6
492,7
196,2
202,6
209,9
211,8
Вакуумная перегонка
2,3
16,4
' 28,7
30,4
31,7
36,9
36,9
Термические
3,3
4,2
2,3
1,6
Каталитический крекинг
2,0
9,8
14,9
13,1
12,9
ii ,8
11,5
Каталитический риформинг
3,3
14,5
17,1
17,6
16,7
17,8
17,9
Гидроочистка
3,8
10,2
23,4
22,1
21,6
20,7
21,9
Гидрообессеривание
—
15,4
14,0
18,1
17,1
21,1
20,6
Гидрокрекинг
—
—
0,9
0,9
Алкилирование
—
1,0
1,7
1,2
1,6
1,7
1,8
Полимеризация
0,2
0,3
0,1
0,1
0,04
0,1
0,02
Изомеризация
—
0,1
0,3
0,1
0,5
0,9
Производство
смазочных масел
0,3
0,5
0,7
0,8
1,2
1,6
1,3
нефтебитума
1,3
2,1
2,0
3,9
3,5
2,4
2,9
нефтяного кокса
0,3
0,3
0,9
0,2
0,2
0,2
56
Продолжение табл. II 1.16
Процессы
Годы
1978
1979
1 980
1981
1982
1983
1984
Первичная перегонка Вакуумная перегонка Термические Каталитический крекинг Каталитический риформинг Гидроочистка Гидрообессеривание Гидрокрекинг Алкилирование Полимеризация Изомеризация Производство смазочных масел нефтебитума нефтяного кокса
Таблица III.17. Доля вторит к первичной переработке нес.
208,3
36,6
1,9
12,3
19,2
22,3
22,7
"ifs
0,02
1,6
1,2
2,9
0,2
сых npt )TU
205,0
36,8
3,6
12,1
19,3
23,5
21,9
1,5
0,03
1,6
1,7
2,8 0,2
эцессов
203,1
39,9
5,7
13,9
18,7
22,8
23,1
1,8
1,1
1,6 4,0 0,3
на НПс
198,7
42,5
7,8
12,6
18,5
21,6
19,1
0,9
1,8
2,6
1,6
3,8
...
Итали
163,0
42,5
12,5
12,6
15,8
23,3
16,3
1,5
'2,6
1,7
3,3
и, %
151,4 43,3 16,0 13,3
15,8 25,8 17,6
1,5
1,7
1 ,7 3,1
153,6 40,0 16,0
13,7
15,5 24,7
17,6
' 1,5
0,07
1,6
1,5.
4,3
Процессы
Годы
I960
1970
1973
1 974
1975
1976
1977
Термические
Каталитический крекинг КатаЛитический риформинг Гидрокрекинг Гидроочистка Гидрообессеривание Алкилирование Полимеризация Изомеризация
Всего
8,6
5,2
8,6
9,9
0,5
32,8
2,5
5,8
8,6
6,1
9,2 0,7 0,2 0,67
33,8
1,2
7,7
8,9
0,5
12,2
7,3 0,8 0,05 0,2
38,8
6,7 9,0 0,5
11,3
9,3 0,6 0,03
37,4
Продо
"б,4
8,3
id,7
8,4 0,8 0,02
34,6
лжение
‘5,6
8,5
9,9
10,0
0,8
0,05 0,3
35,1
табл.
0,7
5,8
8,4
id,3
9-, 7 0,8 0,01 0,4
36,3
111.17
Процессы
Годы
1978
1979
1 980
1981
1982
1983
1984
Термические Каталитический крекинг Каталитический риформинг 1 идрокрекинг Гидроочистка Гидрообессеривание Алкилирование Полимеризация Изомеризация
Всего
0,9
5,9
9,2
id,7
10,9
0,8
0,01
0,7
39,1
1,7 5,9 9,4
if,5 10,7
0,7 0,01 0,4
40,3
2,8
6,8
9,2
i 1,з
11,3
0,9
3,9
6,3
9,3
0,4
10,9
9,6
0,9
7,7
7,8
9,7
14,3
10,0
0,9
1,2
51,6
10,5
8,8 10,5
if,О
11,6 1,0
' 1,2
60,6
10,4
8,9
10,1
iej
11,5
1,0
0,04
1,1
59,14
1,1
43,4
1 ,з | 42,6
57
Таблица IIL1B. Свойства автомобильных бензинов Италии
Показателя
Годы
1970
1974
1978
1981
1989
Максимальное содержание
0,63
0,63
0,63
0,40
0,15
свинца, г/л
——-
0,63
0,63
0,63
0,40
0,15
о. ч. и.
98,7
.98,6
98,3
98—99
86,0
85,4.
85,8
86—87
—
о. ч. м.
91,1
92,1
90,4
87—92
81,5
81,4
83,2
82—83
—
пстгх Примечания. 1. В числителе — премиальный бензин, в знаменателе — per?* ™Н-,Л ^оотношеине объемов потребления премиального и регулярного бензина в 1Уод г, io,о : 1.
Таблица III. 19. Технико-экономические показатели нефтеперерабатывающей промышленности Италии *
Годы
Показатели
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
Численность занятых, тыс. чел.
19
19
20
20
20
20
19
18
19
в том числе рабочих
11
11
11
11
•11
11
11
10
Объем переработки нефти, тыс. т
на одного занятого
6,6
6,4
6,0
5,0
5,5
5,5
6,2
6,4
5,1
на одного рабочего
11,4
н,о
11,0
9,2
10,1
10,0
10,7
11,6
,••
Капиталовложения (в текущих ценах), млрд, лир
174
155
205
153
188
169
159
189
в том числе в основное технологическое оборудование
116
125
181
128
165
144
121
123
* Включая коксохимическую промышленность.
ФРГ
Нефть играла и продолжает играть важнейшую роль в ТЭБ ФРГ (табл. IIL20). Однако происходивший в последнее десятилетие рост цен на нефть (около 95% потребляемой в стране нефти импортируется) и обусловленные этим мероприятия по экономии энергии привели к сокращению доли нефти в ТЭБ страны. Эта тенденция сохранится и в перспективе. Ожидается, что к концу нынешнего десятилетия доля нефти в ТЭБ упадет до 36—43% против 55,2% в 1973 г.
Абсолютное потребление нефти после энергетического кризиса 1973 г. также заметно снизилось и, по прогнозам, сохранится примерно иа одном уровне до 1990 г. Значительно изменилась и структура спроса на нефтепродукты. Потребление мазута, который может быть заменен на промышленных .предприятиях и ТЭС углем, природным газом или ядерной энергией, сократилось примерно на 7з- В то же время заметно возрос спрос на бензин, реактивное и особенно дизельное топливо в связи с ускоренными темпами дизе- лизации легкового автопарка. В перспективе ожидается дальнейшее увеличение потребления моторных топлив и уменьшение использования мазута (табл. II 1.21).
Следует отметить, что хотя абсолютный спрос на нефтепродукты за истекшее десятилетие снизился, требования к их качеству заметно возросли. ФРГ является одним из лидеров капиталистического мира в области повышения требований к качеству нефтепродуктов с точки зрения их безвредности для окружающей среды. В 1976 г. ФРГ первой среди стран Западной Европы установила самые строгие стандарты на содержание свинца в бензине (не выше 0,15 г/л); к 1986 г. весь автобензин предполагается выпускать неэтилированным. В 1979 г. были введены самые жесткие в Европе нормы на содержание серы в дизельном топливе — до 0,3% (масс.) и мазуте—до 2,8% (масс.).
Нефтеперерабатывающая промышленность ФРГ по мощности занимает третье место в Западной Европе. На 1 января 1985 г. в стране действовало 25 НПЗ суммарной мощностью 107,8 млн. т/год. Максимальная мощность НПЗ — 10,7 млн. т/год, средняя — 4,3 млн. т/год (табл. III.22). На долю 9 относительно крупных (>5 млн. т/год) заводов приходилось около 60% всех мощностей по первичной переработке нефти в стране (табл. III.23).
В нефтеперерабатывающей промышленности ФРГ сильны позиции иностранного капитала (главным образом, транснациональных компаний США и Великобритании). В то же время на долю национальных компаний («Феба А. Г.», «Винтершаль А. Г.» и др.), а также крайне маломощного государственного сектора приходится чуть больше 30% всех мощностей по переработке нефти в стране.
Большинство НПЗ рассчитано на обслуживание внутреннего рынка и Расположено вблизи основных районов потребления нефтепродуктов — в крупных промышленных центрах (Рур, прирейнские районы, придунайская Бавария), где сосредоточено около 80% всех мощностей нефтепереработки.
Высокие темпы роста потребления нефтепродуктов в 1960—1973 гг. обусловили бурный рост мощностей нефтепереработки, которые в этот период увеличились почти в 4 раза. При этом структура производства нефте-
продуктов (табл. III.24) примерно соответствовала структуре их потребления и характеризовалась высоким (около 30% на нефть) выходом мазута (табл. III.26). Соответственно сравнительно невелик был удельный вес вторичных процессов (табл. III.27, III.28).
Уменьшение потребления нефтепродуктов и изменение структуры спроса после 1973 г. привело к значительной недогрузке мощностей по первичной переработке нефти, что вызвало резкое снижение рентабельности ‘нефтеперерабатывающей промышленности. В связи с этим спустя несколько лет (когда в строй входили НПЗ, строительство которых началось до 1973 г., что еще более обостряло проблему избытка мощностей) после 1973 г. в ФРГ начался процесс сокращения избыточных мощностей по переработке нефти путем закрытия ряда наиболее несовершенных НПЗ. К 1985 г. было закрыто 8 заводов и несколько установок атмосферной перегонки нефти, общая мощность действующих НПЗ сократилась на 30% по сравнению с 1977—1978 гг. В ближайшие годы предполагается дальнейший вывод из эксплуатации ряда заводов и установок первичной перегонки.
Одновременно с целью привести в соответствие структуры потребления и производства нефтепродуктов предпринимались значительные усилия по расширению мощностей деструктивных процессов переработки нефти, обеспечивающих сокращение производства мазута и увеличение выработки светлых нефтепродуктов. .За 1974—1984 гг. мощности процессов каталитического, термо- и гидрокрекинга возросли с 21,1 до 31,3 млн. т, а их удельный вес достиг 29%, что позволило ФРГ выйти на первое место в Европе по уровню развития деструктивных процессов. Это обеспечило ФРГ лидирующую роль в области углубления переработки нефти и позволило снизить выход мазута на нефть с 29,7% в 1973 г. до 17,1% в 1981 г. (первое место в Европе).
Наряду с развитием процессов, обеспечивающих углубление переработки нефти, большое внимание в последние годы уделялось увеличению мощностей и совершенствованию процессов, способствующих выработке высококачественных товарных продуктов (высокооктанового бензина с небольшим содержанием тетраэтилсвинца, малосернистых дизельных и печных топлив) из сравнительно низкокачественного сырья. В частности, за 1972—1984 гг., несмотря на закрытие восьми НПЗ, в 1,5 раза возросли мощности процессов гидроочистки и гидрообессеривания, заметно увеличились мощности каталитического риформинга, появились новые (для ФРГ) процессы (алкилирование, изомеризация), обеспечивающие производство высокооктановых компонентов бензина.
Производительность труда в нефтеперерабатывающей промышленности ФРГ сравнительно невелика (табл. Ш.25). Следует, однако, отметить, что в число занятых входят работники коксохимической промышленности. Кроме того, для нефтепереработки ФРГ характерна наибольшая (не считая США) насыщенность отрасли вторичными процессами. С увеличением доли вторич- ных* процессов в известной степени связано и наблюдающееся в последние годы снижение производительности труда в нефтепереработке, но в большей мере это обусловлено хронической недогрузкой НПЗ.
Таблица 111.20. Структура ТЭБ ФРГ (по потреблению), %
Годы
Нефть
Уголь
Природный газ
Ядерная энергия
Гидро- и прочие виды энергии
.
1970
53,1
37,8
5,5
0,6
3,0
1973
55,2
30,9
10,2
1,0
2,7
1975
52,1
29,0
14,2
2,0
2,7
1978
52,2
27,0
15,6
3.0
2,2
1980
47,5
29,9
16,3
3,7
2,6
1981
44,8
31,7
15,8
4,8
2,8
1984
42,0
31,9
15,9
7,6
2,6
1990
36,0—43,0
28,0—35,0
17,0—18,0
6,0—9,0
2,0—3,0
Таблица 1II.2L Потребление основных нефтепродуктов в ФРГ
Год
Бензин
Керосин н реактивное топливо
Дизельное и печное ТОПЛИВО
Мазут
Смазочные масла
Всего
6185
181
5303
15561
650
27 880
I960
22,2
0,6
19,0
55,8
2,3
15833
1556
51827
26407
1087
96 710-
1970
16,4
1,6
53,6
”27,3
1,1
17548
1825
55850
26326
1066
102 615
1971
17,1
1,8
54,4
25,7
1,0
18277
1988
59227
32606
1127
113 225
1972
16,4
1,8
52,3
28,8
1,0
18855
1978
63495
32609
1216
118 153-
1973 ‘
15,9
1,7
53,7
27,6
1,0
18336
2061
55318
272255
1110
104 080
1974
17,6
1,9
53,1
26,2
U
20034
1959
55698
24719
1081
103 491
1975
19,4
1,9
53,8
23,9
1,1
20612
2106
60948
26446
1140
111 802-
1976
18,6
1,9
54,6
23,9
1,0
1977
21852
2175
59392
24381
1184
108 984
20,0
2,0
54,5
22,4
1,1
1
1978
23043
2393
62913
24420
1207
113 976
20,2
2,1
55,2
21,4
1,1
1979
23318
2473
63357
22360
1199
112 707
20,7
2,2
56,2
19,8
1,1
1980
23704
3577 '
54502 '
22634
1199
105 616
22,4
3,4
51,6
21,4
1,1
Продолжение табл. III.12
Год
Бензин
Керосин и реактивное топливо
Дизельное и печное ТОПЛИВО
Мазут
Смазочные масла
Всего
1981
20784
3577
49218
19140
1199
92 918
22,4
3,8
52,9
20,6
1,2
1982
23575
2429
47359
18469
1147
92 979
•
25,3
2,8
50,9
19,8
1,2
1990
21000-28 200
4300
44000-58600
10 000-14 500
—
75 000—
26,7—28,0
4,0
55,5—58,7
13,8—13,3
105 600
Примечание. Здесь и в табл. III.24 в числителе—в тыс. т. в знаменателе—в %.
Таблица II 1.22, Характеристика нефтеперерабатывающей промыигленности ФРГ
Показатели
Годы
m
m
Si
$
S-
Число НПЗ
28
35
33
33
33
32
31
27
25
Мощности . по первичной переработке нефти, млн. т Мощности завода, млн. т
39,7
127,3
133,9
148,3
152,7
154,0
150,0
122,7
107,8
средняя
1,4
3,6
4,0
4,5
4,6
4,8
4,8
4,5
4,3
максимальная
7,0
8,8
8,6
10,7
10,1
8,9
8,9
10,7
10,7
Объем переработки нефти, млн. т
27,8
106,3
110,3
105,6
100,7
98,0
98,9
76,7
70,6
Коэффициент загрузки мощностей, %
70,0
89,0
87,2
71,5
66,0
63,7
65,9
62,5
65,5
Таблица II 1.23. Распределение НПЗ ФРГ по мощности на 1 января 1985 г.
1 = Is
CO X X
о s у
S' cd
eg Л Я t-
Я О ^
i
о s s
"SR
° s
к я
s s О о
3 X о
S S
CO X
о
s
о X EQ X
Kir
я H
П C
s S ”
USE
S °!
p
41
До 3
7
28,0
5,7
5,9
5—10
8
32,0
54,0
50,1
3—5
9
36,0
37,4
34,7
Более 10
1
4,0
10,7
9,3
Таблица II 1.24. Производство основных нефтепродуктов в ФРГ
Годы
Бензин
Реактивное топливо и керосин
Дизел ьное и печное топливо (-1:2)
Мазуты
Смазочные
масла
Всего
1013
85
562
467
550
2677
1950
37,8
3,2
21,0
17,4
20,5
5574
260
4840
12100
481
23 255
1960
24,0
1,1
20,8
52,0
2,1
12739
1273
37092
33296
1055
85 455
1970
14,9
1,5
43,4
39,0
1,2
1971
13274
1652
40376
28018
1192
84 512
15,7
1,9
47,8
33,2
1,4
13639.
1282
40493
28992
948
85 301
1972
16,0
1,4
47,5
34,0
1,1
14330
1679
43101
34702
988
94 300
1973
1,8
36,8
15,2
45,7
1,0
16629
1564
41259
31552
1255
92 259'
1974
——
—
18,0
1,7
44,7
34,2
1,4
1975
13574
1459
36129
21635
1206
74 003-
18,3
1,9
48,8
29,3
1,7
17346
1356
40471
23783
1297
84 253
1976
■■ —
' ■
28,2
20,6
1,7
48.0
1,5
14528
1281
39995
21472
966
77 642
1977
—1
—
27,6
18,7
1,6
51,5
1,2
1978
19086
1330
40399
20614
1289
82 718.
•
■ —
23,1
1,7
48,8
24,9
1,5
1979
21514
1331
46283
20607
1356
91 091
■
23,6
1,5
50,8
22,6
1,5
20784
1281
41831
16441
1304
81 641
25,4
1.6
51,2
20,1
1,6
1981
18207
1283
36054
18248
1304
75 096
1-
—
■
■" —
24,2
1,7
48,0
24,3
1,7
1982*
' 20355
1065 -
35516
19180
1356
77 472
26,3
1,4
45,8
24,8
1,7
С .учетом переработки сырой нефти и полупродуктов.
Таблица Ш.25. Технико-экономические показатели нефтеперерабатывающей промышленности ФРГ
IГоды
5
со
о
CD
— со
04 04
* *
Ch ID
ID •чр ю —- тр CD
* со • о со
со
о
■ В
со
Г-
CD 00
04 ID
со
CD
ст
CD 04
2
00 00 со ь-
со
к
CD 04
о
со Ь-
— 00
СО 04 CD тр b- CD
— о
СО —' 04 00
04
ю
00 со
04
—
—. b-
00
04
ст
CD 04
СО ID CD CO
CD ^
00 00 — ID
04 00
о
тр
b- CO
CD
5
от
О СО
Ю
СО CD
se CD CO
S о $ ^ —. О
ID СО
04
3
5
со
CD
О ь-
СО ID
CD 00 TP lD ID О
3 3
04 04 СО
со
со
ID
О
К
s2i h Bf в- я О S Е- А» S Е д К Я о S
ст
04 СО
CD
СО CD
• СО CD
CD CD
LD —' ID —' ID —
СО О ID 00 ID хр CD CD ID
CD
со со
СО 04
О
и 2
0 о и
ст
со
CD
СО CD
^ CD
5? 5
00 — 0 —। ID *—। LOO'f —' 04 —<
LD
CD 04
о
CD
04
ля
2 R 5 о ” 5 и о я о я Ь $г 3 5 s g 0
ст
со
О 04
О ID
СО ID
CD ID LD CD co CO
CD 00 b* 00 ID b- iD ID 00 — 04 —
04
я о
а
о
-ё- 5u
§h
«8 5
SEO
1 с
3
я го со
О Ч
Я у
СУ
О
t;
<У О'
*
X Я
о \о го
Я у
S о
Я
Я •& я я я о \о
o' о. о я
5 2
АО о
о 2 ° g £ о
га &
° 2 о о
§ я
О О
н го го я ®
я
g * я
Го Й
8-5
S = О
я 5
о 6 Я д 9 Й § § о. з С £
° 2 о % н £ Я о я го го
я о о О и Я Q. О О го я Я
S § § я
я* ч S
%; я я су * о ч S 5
я с го
Го*, я я
Я ID X CD Sx &Я £ й g Я Я го S
о >» Я о. я 2 О АО я о
о
ш О
Е
Я я я и У о
2 о о я н я
я н
»S О я го я о со я Ч го о
я я я я ГО ь я у о о К 2 я о 5
6
i 1 8.8* 2 §5
к го О. 2
я
2 8 8. ip
8.-е-у ст £
2
и
S S
о
о
т 2
я к g ” ГО R я 0 О о S 3® S
“ 5 3
о ° В я U ”^s Hsj Ч 0.5 СшСЙ
• S S °
Таблица III.26. Выход основных нефтепродуктов на НПЗ ФРГ, % на нефть
Годы
Автомобильный бензин
Реактивное топливо
Керосин
Дизельное и печное топливо
Мазут
Смазочные масла
1960
20,1
1,1
17,3
43,5
1,2
1970
11,9
1,0
0,15
34,9
31,3
1,0
1971 •
12,2
1,3
0,19
37,3
25,8
1,1
1972
12,0
0,97
0,19
36,7 •’
26,3
0,9
1973
12,3
1,3
0,14
36,9
29,7
0,8
1974
15,4
1,4
0,06
38,3
29,3
1,2
1975
14,7
1,5
0,03
39,2
23,5
1,3
1976
15,5
1,2
0,04
36,3
21,3
1,2
1977
13,8
1,2
0,06
37,5
20,4
0,9
1978
16,4
1,1
0,04
34,6
17,7
1,1
1979
18,0
1,1
38,8
17,3
1,1
1980
21,0
1,3
42,3
16,6
1,3
1981
21,7
1,5
42,9
17,1
1,2
Таблица Ш.27. Мощности НПЗ в ФРГ по процессам, млн. т/год
Процессы
Годы
1960
1970
1971
1972
1973
1974
1975
Число НПЗ
28
35
33
33
•33
33
33
Первичная перегонка
42,0
126,2
127,3
133,9
140,3
148,3
152,9
Вакуумная перегонка
13,2
18,9
20,2
21,6
22,2
22,0
Термические
1,6
10,9
13,2
11,7
12,8
Каталитический крекинг
4,4
6,5
6,0
6,1
6,2
6,2
5,2
Каталитический риформинг
5,7
14,2
15,9
16,1
15,2
16,6
18,1
Гидрокрекинг
—
0,4
0,4
0,4
2,1
0,4
0,4
Гидроочистка
5,7
19,4
20,0
22,0
21,5
22,6
24,2
Гидрообессеривание
1,8
9,6
18,2
17,3
17,9
19,4
24,3
Алкилирование
Полимеризация
0,01
0,1
0,1
0,07
0,07
0,07
Изомеризация
0,7
0,04
Производство
смазочных масел*
0,25
0,6
0,6
0,7
0,2
0,5
0,2
Н2фтебитума
0,5
3,9
6,5
7,0
6,8
5,2
1,1
7,1
нефтяного кокса
—
0,2
1,8
0,4
0,3
1 ,0
3-1331
65
Цродолжение табл. 111.27
Процессы
Годы
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1984
Число НПЗ
33
34
32
31
31
31-
27
25
Первичная перегонка
152,7
152,9
154,0
148,4-
150,0
145,8
122,7
107,8
Вакуумная перегонка
22,2
24,1
29,1
29,5
30,8
28,6
24,0
27,5
Термические
7,8
10,8
10,7
19,8
20,5
17,1
17,2
Каталитический крекинг
6,8
5,2
8,7
8,8
8,9
9,3
8,7
8,8
Каталитический риформинг
18,2
■ 18,9
21,2
19,8
18,2
20,3
17,7
17,6
Гидрокрекинг
0,4
0,4
1,6
1,8
2,7
4,1
2,8
5,3
Гидроочистка
24,8
25,8
21 ,8
27,8
27,2
37,6
37,3
36,7
Гндрообессеривание
21,9
22,5
38,0
30,8
32,7
23,3
19,1
19,1
Алкилирование
0,09
0,08
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
Полимеризация
0,0?
0,04
0,1
0,1
0,1
0,1
0,12
0,12
Изомеризация Производство
0,4
0,7
1,4
0,2
0,8
1,9
0,5
0,5
смазочных масел*
0,2
0,4
0,4
0,4
0,1
0,3
0,48
0,5
нефтебитума
5,6
5,6
3,8
7,2
5,6
5,2
4,4
4,4
нефтяного кокса
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,6
0,6
0,6
* Мощности показаны не полностью.
Продолжение табл. III.28
-—
Годы
Процессы
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1985
Каталитический рифор-
11,3
12,3
13,3
13,0
12,2
13,9
14,5
16,3
мииг
Гидрокрекинг
0,3
0,3
0,96
1,2
1,8
2,8
2,6
4,9
Гидроочистка
15,6
16,2
19,5
18,8
18,1
25,8
30,4
34,0
Гидрообессеривание
13,7
14,0
23,5
20,8
21,8
16,0
15,6
17,7
Алкилирование
0,05
0,05
0,2
0,22
0,3
0,2
0,2
0,3
Полимеризация
0,05
0,03
0,07
0,07
0,1
0,1
0,1
Изомеризация
0,3
0,4
0,8
0,7
1,0
0,6
0,6
0,5
Всего
45,5
51,8
68,1
67,0
74,3
79,9
85,1
97,9
Таблица II 1.28. Доля вторичных процессов на НПЗ ФРГ, % к первичной переработке нефти
Процессы
Годы
I960
1971
1972
1973
1974
1975
1976
Термические
3,5
8,2
9,8
8,4
8,7
Каталитический крекинг
10,1
4,9
4,5
4,3
4,2
4,0
3,2
Каталитический риформинг
13,1
10,7
12,0
10,9
10,3
10,6
11,3
Гидрокрекинг
—
0,3
0,3
0,3
1 ,4
0,3
0,3
Гидроочистка
13,1
14,5
15,4
15,7
14,6
14,6
15,1
Гндрообессеривание
—
7,5
13,7
12,3
12,2
12,5
15,2
Алкилирование
—.
—
—
—
—
Полимеризация
0,2
0,08
0,08
0,08
0,05
0,05
0,05
Изомеризация
0,5
—
—
—
—
—
.—
Всего
40,5
46,2
55,8
52,0
51,4
42,1
45,2
Продолжение табл. 111.28
Процессы
Годы
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1985
Термические Каталитический крекинг
4,2
5,1
3,4
6,7
3,7
7,1
5,8
13,2
5,9
14,1
6,4
14,0
7,1
15,9
8,2
3*
ФРАНЦИЯ
Нефть играет важнейшую роль в ТЭБ Франции (табл. Ш.29), причем потребность в нефти практически полностью обеспечивается за счет импорта. Энергетический кризис 1973 г. и последовавший за ним быстрый рост цел на нефть, вызвавший усиление мероприятий по экономии энергии, а также наблюдавшийся в последнее десятилетие общий спад промышленного производства привели, однако, к тому, что абсолютное потребление и доля нефти в ТЭБ заметно снизились. Эта тенденция сохранится и в будущем: предполагается, что к 1990 г. доли нефти в ТЭБ составит около 30%.
Потребление нефти уменьшилось в основном за счет резкого сокращения использования остаточных котельных топлив (мазута), которые с успехом заменяются природным газом и ядериой энергией. По темпам прироста мощностей АЭС Франция прочно удерживает первое место в капиталистическом мире. Спрос же на светлые нефтепродукты — моторные топлива и нефтехимическое сырье, замена которых альтернативными источниками будет нерентабельной еще долгие годы, — остается на достаточно высоком уровне (табл. Ш.30).
Нефтеперерабатывающая промышленность Франции занимает четвертое место в капиталистическом мире по величине мощностей первичной переработки нефти и является одной из ключевых отраслей экономики страны, способной не только полностью удовлетворить потребности Франции в нефтепродуктах и нефтехимическом сырье, но и обеспечить значительный экспорт этой продукции.
На 1 января 1985 г. в стране насчитывалось 15 НПЗ общей мощностью 118,4 млн. т, средняя мощность НПЗ — 7,9 млн. т/год, максимальная — 15,6 мли. т/год (табл. III.31). В нефтеперерабатывающей промышленности Франции высок уровень концентрации производства: на 10 НПЗ мощностью свыше 5 млн. т/год приходится 82,5% суммарной мощности отрасли, а на 4 НПЗ мощностью более 10 мли. т/год — 43,1% (табл. III.32).
Зависимость Франции от импорта нефти предопределила первоначальное размещение НПЗ вблизи морских портов. Крупнейшие НПЗ находятся в районе портов Гавр, Фос, Дюнкерк, Донж, в их числе самый крупный НПЗ & Гонфревиле, принадлежащий компании «Компани франсез де раффинаж» Однако с середины 60-х годов во Франции четко проявилась тенденция'ь строительству НПЗ во внутренних районах с целью обеспечить нефтепродук тами "крупные промышленные районы (Париж, Лион, Эльзас, Лотарингия) К 1980 г. уже 10% мощностей по переработке нефти было сосредоточен в районе Парижа, 13% — в Эльзасе, Лотарингии и районе Лиона.
Нефтеперерабатывающая промышленность Франции, являясь в основном сферой деятельности частного капитала (85,7% мощностей по первично® переработке нефти), занимает одно из первых мест среди промышленно ра? витых капиталистических стран по уровню государственной собственное^ (14,3% мощностей). Компании Франции контролируют 52% мощностей нефте перерабатывающей промышленности страны, США — 21,1, Великобригг нии —26,9%. Среди иностранных компаний — крупнейшие транснациональное «Ройалл-Датч Шелл» (16,8%), «Экссои» (8,5%), «Мобил» (5,6%), «БритИ^ Петролеум» (10,1%) и др. К наиболее крупным национальным компаний
относятся «Компани Франсез де петроль» (17,2%) и «Компани Франсез де рафинаж» (КФР) (11,8%).
Влияние государственно-монополистического капитала в нефтепереработке Франции не ограничивается государственной собственностью. Правительство стремится проводить активную политику регулирования развития нефтеперерабатывающей промышленности посредством законодательства, государственных субсидий, налоговой и кредитной системы, регламентации цен и т. Д-
Для нефтеперерабатывающей промышленности Франции характерна высокая степень технической оснащенности предприятий: 10 НПЗ были сооружены в 1965—1976 гг., а ранее построенные заводы в эти годы неоднократно реконструировались и модернизировались. Это современные предприятия, производящие широкий ассортимент нефтепродуктов. Многие из них имеют нефтехимические производства.
До 1973 г. нефтеперерабатывающая промышленность Франции была рассчитана на неглубокую переработку нефти с выпуском мазута свыше 30% па нефть (табл. Ш.33, III.34) и характеризовалась незначительным удельным весом деструктивных процессов переработки (табл. III.35, Ш.36). Происшедшее после 1973 г. уменьшение потребления нефти в сочетании с изменением структуры спроса на нефтепродукты вызвало значительную недогрузку мощностей по первичной переработке нефти и привело к возникновению дисбаланса между спросом и предложением на светлые нефтепродукты. В 1976— 1984 гг. загрузка мощностей НПЗ составила менее 70%, что значительно ниже допустимого уровня минимальной рентабельности нефтепереработки.
В связи с этим после 1973 г. перед нефтеперерабатывающей промышленностью встали задачи по ликвидации избытка мощностей по прямой перегонке нефти и углублению переработки нефти в целях получения из нее максимального количества светлых нефтепродуктов.
К концу 1984 г. был закрыт ряд устаревших установок и 9 НПЗ с неглубокой переработкой нефти. К 1990 г. намечается довести мощности по прямой перегонке нефти до 90 млн. т/ год. При этом .объем переработки нефти планируется на уровне 70 млн. т/год, что позволит удовлетворять около 60% потребностей страны в светлых нефтепродуктах.
Мощности деструктивных процессов к 1990 г. предполагается увеличить до 32—43 млн. т. против 12,4 млн. т. в 1973 г. (см. табл. III.3 5). Это будет достигнуто как за счет расширения действующих, так и за счет строитель-* ства новых установок, прежде всего висбрекинга и ККФ. Уже к концу 1984 г. практически на всех НПЗ имелись установки ККФ, а суммарные мощности деструктивных процессов увеличились до 20,6 млн. т/год (до 16.3% против 7,5% в 1973 г.). Это позволило резко увеличить выработку моторных топлив за счет сокращения производства мазута, выход которого на нефть в 1984 г. составил лишь 19,8% против 31,9% в 1973 г.
Широкое внедрение ККФ объясняется высокой эффективностью этого процесса, а также наличием огромного опыта, накопленного при эксплуатации большого числа установок ККФ в различных странах мира. Значитель- Ное Увеличение мощностей висбрекинга обусловлено тем, что этот процесс хотя и уступает ККФ и гидрокрекингу с точки зрения выхода светлых неф- Тепродуктов, но требует существенно меньших капиталовложений. Кроме т°го, под висбрекинг могут быть переоборудованы бездействующие установки
атмосферной перегонки, что позволяет одновременно сократить избыточные мощности по первичной перегонке нефти.
Широкого строительства установок глубокой переработки остатков (гидрокрекинга и др.) в ближайшие годы во Франции не намечается из-за недостаточной отработанности технологии этих процессов, а главное из-за необходимости огромных капиталовложений. Например, капиталовложения в установку гидрокрекинга гудрона мощностью 2 млн. т/год составляет 3—5 млрд, фр., а в установку флексикокинг (коксование гудрона в кипящем слое с последующей газификацией кокса) мощностью 1,6 млн. т/год по сырью — 6,3 млрд, фр., или примерно втрое больше, чем в обычный НПЗ мощностью 8 млн. т/год.
Однако к 1995 г. потребуется построить несколько установок конверсии остатков. В связи с этим французские нефтяные компании активно работают над созданием различных процессов деструктивной переработки остатков. Некоторые из них уже планируют сооружение таких установок. В частности, компания КФР намечает ввести на своем НПЗ в Нормандии установку гидрокрекинга остатков в кипящем слое катализатора. Несколько лет назад компаниями «Тотал», «Эльф» и Французским институтом нефти (ФИН) была создана «Ассоциация по переработке тяжелых углеводородов» («Ашваль»), которая в 1983 г. ввела в строй специализированный центр крупных пилЪт- иых установок. На этих установках отрабатывают ряд процессов переработки остатков и тяжелых нефтей, в том числе некоторые гидрогенизацион- ные -процессы (гидровисбрекииг и др.), предложенные ФИН.
В ближайшие годы французские нефтепереработчики в целях увеличения глубины переработки нефти предполагают осуществить утяжеление дистиллятного сырья (повышение температуры конца кипения вакуумного газойля с 520—525 °C до 560—580 °C, использование деасфальтизата).
На долю моторных топлив во Франции приходится около 35% всего производства нефтепродуктов. В перспективе она должна значительно увеличиться. В условиях ограниченности мировых запасов нефти и быстрого роста цен иа нее особое значение приобретает максимально рациональное использование моторных топлив. С этим связано, в частности, усиление дизе- лизации автопарка Франции (дизельный двигатель примерно на 25% экономичнее карбюраторного). При неизменном объеме переработки нефти ресурсы дизельных топлив могут быть увеличены за счет оптимизации требований к цетановому числу и повышения температуры конца кипения с помощью использования депрессорных присадок и внедрения специальных процессов селективного гидрокрекинга, обеспечивающих снижение температуры застывания высококипящих дизельных топлив. Предполагается, что к 1990 г. температура перегонки 85% дизельного топлива повысится до 375 С против 350 °C в настоящее время.
Выход реактивных топлив на нефть может быть значительно увеличен за счет повышения максимально допустимого содержания ароматических соединений и температуры начала кристаллизации (25% и 47 С в 1990 г. про тив 22% и —50°C в 1980 г.). В области производства и использования автобензинов проводится большая работа по оптимизации октановых чисел, что позволит существенно расширить ресурсы производства автобензина. ,
В 1981 г. во Франции принята специальная программа «Карбюрол’* цель которой — создание производства высококачественных компонентов бен
зииов и дизельных топлив (спиртов, эфиров) на основе ненефтяного сырья, выполнение первого этапа этой программы должно было позволить к 1985 г сократить расход нефти на 1,5 млн. т за счет использования в составе бензинов до Ю% высокооктановых кислородсодержащих компонентов — метанола, метилтретбутилового эфира (МТБЭ) и др.
Использование в составе бензина высокооктановых добавок ненефтяпого происхождения помимо - экономии нефти позволяет улучшить качество бензина С точки зрения его влияния на окружающую среду. Как известно, ужесточение требований по охране окружающей среды вынудило французских нефтепереработчиков в 1981 г. уменьшить содержание в бензине антидетонаторов на основе свинца (главным образом тетраэтилсвинца) с 0,55 до 0,40 г/л (табл. IIL37). К 1990 г. их содержание, возможно, снизится до 0,15 г/л. Д,1я получения малоэтилированных бензинов с заданным октановым числом кроме использования высокооктановых кислородсодержащих добавок, увеличения производства крекинг-бензина за счет роста мощностей ККФ (одновременно уменьшатся мощности процесса каталитического крекинга) и повышения жесткости процесса каталитического риформинга во Франции предполагается значительно расширить производство таких высокооктановых компонентов, как алкилат (на базе бутан-бутиленовой фракции с установок ККФ), и принципиально новых углеводородных компонентов бензина, например димата — продукта димеризации пропилена (процесс «Димерсол», разработанный ФИН).
Ужесточение законодательства в области охраны окружающей среды — снижение предельно допустимого содержания серы в средних дистиллятах до 0,3% (масс.) в 1980 г. против 0,5% (масс.) ранее — в условиях увеличения доли высокосернистых нефтей в общемировом объеме добычи и переработки нефти потребовало опережающих темпов строительства установок гидроочистки (см. табл. Ш.35, III.36). Подобная тенденция сохранится и в перспективе.
Решение перечисленных проблем сопряжено с крупными капиталовложениями. Если в 1973—1979 гг. (вследствие прекращения строительства новых НПЗ и неопределенности политики в области развития процессов деструктивной переработки) они составили в среднем 3—4 млрд. фр. в год, то в ближайшее время капиталовложения в нефтепереработку должны возрасти До 5 млрд. фр. ежегодно. Только на строительство установок деструктивной переработки нефти в 1980—1990 гг. намечается затратить около 20 млрд. фр.
По уровню производительности труда, оцениваемой по объему переработки нефти на одного занятого, Франция занимает одно из последних мест сРеди ведущих капиталистических стран. Однако за последнее десятилетие производительность труда заметно возросла (табл. III.38), что в значитель- ной степени объясняется более широким использованием современного оборудования и средств автоматики. Например, модернизация НПЗ фирмы «Эльф» в Грандпюи позволила почти полностью автоматизировать управле- Ние производственными процессами, включая товарно-транспортные операции, и сократить численность персонала на 30%. В ближайшие годы в связи со Значительиым усложнением структуры нефтепереработки и увеличением про- Изводства наиболее дорогой ■ продукции (светлых нефтепродуктов) планиру- ется дальнейший значительный пост производительности труда.
Таблица Ш.29. Структура ТЭБ Франции (по потреблению), %
Годы
Нефть
природный
газ
Уголь
Гидроэнергия
ЯДерная энергия
Прочие виды энергии
Всего**
1970
58,1
6,2
25,4
8,2
0,8
1,3
150,5
1973
66,0
8,4
17,2
5,6
1,7
1,1
177,7
1975
61,3
10,4
16,5
8,2
2,3
1,3
167,6
1979
55,9
12,0
18,1
8,2
4,3
1,5
194,4
1981
48,3
13,2
17,1
7,8
11,8
1,8
187,7
1983
47,2
11,7
13,8
8,4
16,9
2,0
189,4
1990*
30—31,8
14,1-16,0
15,6—16,0
6,0—6,4
26,4—27,3
4,5—5,6
232
* Прогноз составлен в соответствии в октябре 1981 г.
** В млн. т. в нефтяном эквиваленте.
правительственной
программой
принятой
Таблица 111.30. Потребление основных нефтепродуктов во Франции
Годы
Бензин
Керосин и реактивное топливо
Дизельное в печное топливо
Мазут
Смазочные масла
Всего
1960
5691
416
6270
9739
528
22 644
25,1
1,8
27,7
43,0
2,3
1970
12338
1494
36352
24370
888
75 442
16,4
2,0
48,2
32,3
1,1
1971
13376
1513
39399
28848
949
84 085
15,9
1,8
46,9
34,3
1,1
1972
14570
1.696
41498
29762
970
88 496
16,5
1,9
46,9
33,6
1,1
1973
15901
1795
45771
34134
1070
98 671
16,1
1,8
46,4
34,6
1,1
1974
15222
1804
39911
34528
1009
92 474
16,5
2,0
43,2
37,3
1,0
1975
15960
1848
37836
28833
932
85 409
18,7
2,1
44,3
33,8
1,1
1976
16788
1986
39534
32729
1007
92 044
18,2
2,2
43,0
35,5
1,1
1977
17015
2102
38598
27762
1038
86 515
19,7
2,4
44,6
32,1
1,2
1978
17626
2240
41551
24558
932
86 907
20,3
2,6
47,8
28,2
1,1
1979
17669
3224
40461
31512
991
93 857
18,8
3,4
43,1
33,6
1,1
Продолжение табл. 111.30
Годы
Бензин -
Керосин и реактивное топливо
Дизельное в печвое топливо
Мазут
Смазочные масла
Всего
1980
16310
2514
37917
27404
940
85 085
19,2
2,9-
44,6
32,2
1,1
1982
17821
3180
32779
20716
939
75 435
23,6 ,
4,2
43,4
27,5
1,2
1983
18241
—
31573
12376
—
—
1984
18325
—
31557
10089
—
—
1990*
19968
4680
25428
10998
—
78 000
25,6
6,0
32,6
14,1
* Прогноз.
Примечание. Здесь и в табл. Ш.ЗЗ в числителе—в тыс. т, в знаменателе—в %.
Таблица 111.31. Характеристика нефтеперерабатывающей промышленности
Франции
Показатели
Годы
О
с»
m
ОО
S
Число заводов
Мощности по первичной переработке нефти, млн. т Мощность завода, млн. т средняя максимальная
Объем переработки нефти,
Коэффициент загрузки мощностей, %
Гоблина 111.32. Распределе
14
39,5
2,82
33,3
84,3
ние Н
24 125,8
5,24
15,2
100,4
80,0
ПЗ Ф,
23
146,4
6,37
15,2
120,9
82,6
эанциг
24
165,7
6,90 24,0 129,2
78,0
1 по л
24
174,6
7,27 24,0
122,7
70,3
0ЩН01
23
172,2
7,49
22,5
119,2
69,2
*ти на
22
165,9
7,54
22,5 114,0
68,7
1 янь
20
142,5
7,12
15,6
82,8
58,1
аря 1
15 118,4
7,90
15,6
76,6
64,7
985 г.
Мощность, млн. т
Число НПЗ
Доля в общем числе НПЗ, %
Суммарная мощность, мли, т
Доля в общей мощности, %
Г-3
5—10 10—15 Более 15
1
4
6
3
1
6,67 26,70 40,00 20,00
6,67
2,8
17,9
46,9
35,1
15,6
2,4
15,1
39,4
29,9
13,2
73
Таблица 111.33. Производство основных нефтепродуктов во ФранцииТаблица 111.34, Выход основных нефтепродуктов во Франции, % на нефть
Годы
Авиационный бензин
Автомобильный бензин
Реактив
- топливо
Керосин
Дизельное и печное топлива
Мазут
Смазоч-
масла
ВсегоГоды
Авиационный бензин
Автомобильный бензин
Реактив-
топливо
Керосин
Дизельное и печное топливо
Маз ут
Смазочные масла
1950
1960
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
74
30
24
66
24
45
0,05
29
0,03
43
0,04
48
0,04
47
0,04
38
0,04.
40
0,04
30
0,03 '
52
■ 0,05
43
0,04
43 л
0,05
86 ■
0,12
50
,0
82
,9
13208
15,6
13460
14,8
15584
15,5
16776
14,9 16734
" 15,8 16250 -
17,9
17945
17,8
■ 17655
17,7 18099" . 18,8 19195
18,1
18508
19,4
17734
21,8 . 16532
23,3
16046 .21,5
15971
21,2
2 2 13
5 2819 з,з 2688 3,0 3022 3,0 3232
2,9 3138
3,0 3404 ■ 3,8 3400
3,4 3459
3,3 3973
- "Та 4240 Ло 4417 4,6 4239 5,2 3930 5,5 4323 . 5,8 4483 5,9
85
,2
34
,0
236 0,3
609 0,7 269 0,3 37
0,03 _ 45
0,04
. 36
0,04 112 0,1 99 0,1 91
0,09 94
0,09
■ 141
0,2 141
0,2 141
0.2 99
0,13 50
0,06
2335
18,4
7391 27,5.
39661
48,9 40475
44,5 42985
42,7 47953
42,5 45180
42,8 36644
40,5 41472
41,1 44737
43,2 40539
42,2 44277
41,6 40069
41,9 31211
38,3 28374
39,9 26231
35,2 27643
36,7
6732
53,0
10769
40,1 27512
32,5 32483
35,7 37588
37,3 43469
38,6 39204
37,1 33106
36,6 36579
36,3 36154
■ 35,0 31860
33,3 36993
34,8 30910
. 32,3 26688
32,7 20440 ~28?8 16066
21,6 15178
20,2
293
2,3
652 .
2,4
1055
1,2
1132
1 ,2 1208
1,2 1184
1,0 1302
1,2 1083
1,2
1273
1,3
1338
1,3
- 1468
1,5
1512
1,4
1564
1 ,6 1461
1,8 1564
2,2
12 6951989
1970 1971
26 8281 972
1973
1974
8 4 5361978
1976 1977
90 8761978
1979
1980
100 699I981
1982 1983
112 6991984
1990**
105 650* Маэ;
** Прог
90 561
100 821
103 472
Таблица
20 0,04 0,03 0,04 0,04 0,04 0,03 0,03 0,02 ' 0,4
15 16
20 23 21
20 23
7т печное
Ш.35. Мс
,1
13,2
12,3
12,9
12,3
13,0
14,8
14,7
14,6
15,2
,2
,2
,3
8
1
,8
,2'
топливо.
юности h
■3
2,8
2,5
2,5
2,4
2,5
3,1
2,8
2,8
3,3
3
4
4
5
5
5
5
ПЗ Фран
,9
0,2
0,5
0,2 0,03 0,03 0,03 0,09
0.08
0,08
,4
,0 •
,8
,1
,6
,9 ,8
ции по пр
22,2
39,5
37,1
35,6
35,2
34,9
33,3
33,8
33,6
34,0
34,8
35,1
32,0
34,4
34,5
36,0
29,6
оцессам.
32,4*
27,5
30,0
31,1
31,9
30,4
30,1
29,8
29,8
26,7
29,1
26,4
27,4
22,4
21,3
■ 19,8
19,8
млн. т/год
2,1 1,1 1,0 1,0 0,9 1,0 1,0 1,0
1,1 1,2 1,3 1,4
96 082
Процессы
106 354
I960
1970
1973
Годы
1974
1975
1976
1977
95 609 Число НПЗ
Первичная перегонка Вакуумная перегонка
81517 Термические
■ Каталитический крекинг Каталитический риформинг
71 06?: ‘ИДрокрекинг
*идроочистка
*идрообессеривание
74 47$ Алкилирование Полимеризация
-5ЭОмеризация
75274 Производство смазочных масел иефтебитума
14
39,5
3,7
4,6
5,4
[2,6
1 ,4
0,2
0,5
0,4
24
125,8
16,5
2,8
7,9
17,7
14,6
13,2
0,2
0,9
3,8
23
155,9 19,8
1,9
8,9
17,8
1,4 22,4
14, 1
0,2
1,0
4,2
24
165,7 22,0
9,3
20,1
0,7
26,0
18,6
0,18
1,1
4,4
24
164,4
22,1
9,1
21,2
0,7
27,8
21,3
0,16
1,1
4,7
24 174,6
25,7
9,0
20,4
0,7
30,8
20,4
0,16
1,2
■ 5,1
23
171,5
24,7
1,6
8,4
20,1
0,7
30,6
20,4
0,16
0,2
1,2
4,0
75
Процессы
Годы
1 978
1979
1980
1981
1 982
1 983
1984
1 990»
Число НПЗ
23
22
22
22
20
18
15
Первичная перегонка
172,2
168,0
165,9
163,4
142,5
132,6
118,4
90,0
Вакуумная перегонка
23,6
26,3
28,6
29,6
29,1
24,7
28,1
42—52
Термические
2,3
2,4
3,4
5,7
5,9
5,9
6,2
9,6-10,5
Каталитический крекинг
9,3
9,5
10,0
10,8
12,0
12,2
10,9
32—27
Каталитический риформинг
20,1
19,3
19,7
20,0
17,6
14,4
14,1
8,7—9,0
Гидрокрекинг
0,7
0,1
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
1,0—5,5
Гидроочистка
30,6
27,7
27,8
37,2
37,1
35,9
33,9
—
Гидрообессеривание '
20,3
22,7
25,5
21,1
14,9
14,9
13,0
—
Алкилирование
, 0,1
0,1
0,2
0,25
0,25
0,43
—
Полимеризация
0,16
0,16
0,16
0,2
0,10
0,04
0,04
—
Изомеризация
Производство
0,4
0,2
0.16
0,16
0,16
смазочных масел
1,2
1,1
1,3
1,3
1,28
1,28
1,25
—
нефтебитума
* Прогйоз.
4,7
2,0
5,1
7,7
6,6
6,3
6,1
—
Таблица 111.36. Доля вторичных процессов на НПЗ Франции, % к первичной переработке нефти
Процессы
Годы
I960
1970
1973
1974
1 975
1 976
1977
1978
Термические
11,6
2,2
1,2
—
—
—
0,9
1,3
Каталитический крекинг
13,7
6,3
5,7
5,6
5,5
5,2
4,8
5,4
Каталитический риформинг 1
6,6
14,1
11,4
12,0
12,9
11,7
11,7
11,7
Гидрокрекинг' .;
—
.—
0,9
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
Гидроочистка
3,5
11,7
14,4
15,7
16,9
17,7
17,8
17,8
Г идрообессеривание
10,5
9,1
11,2
13,0
11,7
11,9
11,8
Алкилирование
—
—
—
—
—
—
—
0,1
Полимеризация
0,5
0,2
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
Изомеризация
—
—
—
—
—
—
0,1
0,2
Всего
35,9
45,0
42,8
45,0
48,8
46,8
47,7
48,8
76
Продолжение табл. 111.36
Годы
Процессы
1979
1980
1981
1982
1 983
1984
1990*
Термические
1,3
2,1
3,5
4,2
4,2"
4,9
10,7—11,7
Каталитический книг
кре-
5,7
6,0
6,6
8,4
9,2
10,9
24,4—30,0
Каталитический форминг
ри-
11,7
11,9
12,2
12,4
10,8
11,3
9,7—10,0
Гидрокрекинг
0,4
0,4
0,4
0,5
0,5
0,5
1,1—6,1
Гидроочистка
16,5
16,8
22,8
26,0
27,1
27,1
—
Гидрообессеривание.
13,5
15,4
12,9
10,5
10,5
10,4
Алкилирование
—
0,1
0,15
0,17
0,17
0,3
—•
Полимеризация
0,1
0,1
0,09
0,07
0,03
0,03
—•
Изомеризация
0,3
0,2
0,1
0,1
0,13
—•
Всего
49,5
53,0
58,64
62,34
62,60
65,56
—
• Прогноз.
Таблица 111.37. Свойства автомобильных бензинов Франции
Годы
Премиальный
Регулярный
о.ч.и.
о.ч.м.
максимальное содержание свинца, г/л
о.ч.и.
о.ч .м.
максимальное содержание свинца, г/л
1970
98,7
87,7
0,41
90,9
85,1
0,34
1974
97,9
88,8
0,60
90,5
83,6
0,46
1976
97,7
88,4
0,50
90,4
83,9
0,48
Л978
97,6
88,7
0,55
90,1
84,1
0,53
Я981*
98,8
92,1
0,40
92,0
85,4
0,40
.1989
—
—
0,15
—
—
0,15
■в 1982Сг°-Н5™®Н1Ие потребления премиального и регулярного автомобильных бензинов
77
Таблица 111.38. Технико-экономические показатели нефтеперерабатывающей промышленности Франции ♦
Показатели
Годы
сч
О
со о
ю m
со
О
ОО
О>
о
0>
о
ОО О)
сч со О)
Число занятых, тыс. чел.
42
42
42
40
34
34
34
33
32
33
Объем переработки нефти на одного занятого, тыс. т
2,8
3,1
3,0
2,7
3,6
3,5
3,5
3,9
3,4
2,5
Производительность труда по условно-чистой продукции одного занятого мли. фр.
0,55
0,60
0,51
0,63
0,69
0,93
1,24
1,64
1,30
Капиталовложения в текущих ценах, млрд. ФР-
2,19
3,04
3,66
3,24
3,23
3,80
4,70
5,00
. е е
3,2
в том числе в основное технологическое оборудование
1,39
2,23
2,91
2,58
* 1972—1976 гг. — включая нефтяную и газовую промышленность.
ЯПОНИЯ
ТЭБ Японии, в котором нефть играет ведущую роль, в основном сформировался в 50-х — начале .70-х годов (табл. III. 39). В этот период, характеризовавшийся быстрым развитием экономики страны и низкими ценами на нефть, ее потребление возрастало высокими темпами и к 1973 г. достигло 269,1 мли. т, а доля в ТЭБ составила 77,4%. В структуре потребления нефтепродуктов основное место занимает остаточное котельное топливо (табл. HL 40), доля которого вместе с дистиллятным котельным топливом составила в 1981 г. 41%. Большое количество нефти в Японии (16,3 мли. т в 1981 г.) сжигается непосредственно (без переработки) в топках электростанций, 8,5% в виде нафты используется в качестве сырья для нефтехимии (в США — 2,3%). В то же время доля автобензина относительно невелика (ill,6%). По сравнению с США и странами Западной Европы значительна доля керосина, который главным образом используется в качестве печного топлива.
Энергетический кризис 1973 г. и последовавшее за иим увеличение цен на нефть больно ударили по экономике Японии, потребности которой в нефти практически полностью удовлетворяются за счет импорта. Ряд мероприятий ' по экономии энергии, а также наблюдающийся в последние годы экономический спад привели к значительному сокращению потребления нефти (208 млн. т в 1984 г.), при этом ее доля в ТЭБ сократилась в 1983 г. до 60,3%. Предполагается, что эта тенденция сохранится и к 1990 г. абсолютное потребление нефти и ее доля в ТЭБ не превысят 225 млн. т. и 54% соответственно.
При общем сокращении потребления нефти спрос на отдельные нефтепродукты изменялся неодинаково. Наибольшим изменениям подвергся спрос на < остаточное котельное топливо, доля которого в Общей структуре потребления
нефтепродуктов за 1972—1981 гг. снизилась с 50 до 33,2% и к 1990 г. должна уменьшиться до 28,7%. Это связано с его заменой в энергетической, цементной и других отраслях промышленности природным газом, углем, атомной энергией н прочими видами энергоносителей (см. табл. III. 40). В то же время спрос на светлые нефтепродукты- и особенно на дизельное и печное топливо продолжает возрастать, что ведет к диспропорции в структуре спроса и предложения на нефтепродукты.
Специфические условия Японии (островное положение и высокая плотность населения) обусловили повышенные требования к качеству нефтепродуктов с точки зрения их безвредности для окружающей среды. Так, в Японии действуют самые жесткие в капиталистическом мире нормы на содержание серы в котельном топливе — не выше 1,9% (масс.); почти весь автобензин (98%) с о.ч.и. 90—91 производится иеэтилированным (табл. III. 41). Некоторые компании производят мазут с содержанием серы менее OJ1%- Содержание серы в дизельном топливе, как правило, не превышает 0,2%. Однако в последние годы в связи с определенным дефицитом керосина и дизельного топлива требования к качеству этих продуктов были снижены (Например, н. к. керосина снижено со 150 до 145 °C, высота некоптящего пламени уменьшена с 23 до 21 мм, 90%-н^я точка для дизельного топлива повышена с 350 до 360 °C, что позволило заметно расширить ресурсы этих моторных топлив.
Нефтеперерабатывающая промышленность Японии начала развиваться высокими темпами в конце 50-х годов. К началу 80-х годов суммарные мощности НПЗ Японии по первичной переработке увеличились в 9 раз по сравнению с 1960 г. и достигли 288,4 млн. т, что позволило ей по этому показателю занять второе место в капиталистическом мире. В Японии действует 46 НПЗ, принадлежащих 30 компаниям. Половина нефтеперерабатывающих мощностей принадлежит национальным компаниям, а другая половина — японским компаниям с участием иностранного капитала. Среди иностранных компаний ведущую роль играют транснациональные монополии «Экссон», «Тексако», «Мобил», «Ралф» и «Ройалл Датч Шелл». Средняя мощность НПЗ — 5,4 млн. т / год, максимальная—16,4 млн. т / год (табл. III. 42, Ш. 43).
Наибольшее число НПЗ (35) расположено на тихоокеанском побережье; 5 —на побережье Японского моря; 3 — на острове-Окинава и 3 — иа остро- Ве Хоккайдо. Повышенная концентрация нефтеперерабатывающей промышленности на тихоокеанском побережье страны (около 90% суммарной мощности по первичной переработке нефти) обусловлена наличием там крупных Центров потребления, а также удобных гаваней и благоприятных погодных условий.
Структура производства нефтепродуктов (табл. 1П. 44)в общем примерно соответствует структуре спроса: для японской нефтеперерабатывающей промышленности характерна неглубокая переработка нефти с выпуском зна- ниТельного количества остаточных топлив (табл. III. 45). Соответственно относительно невелика доля деструктивных процессов переработки (каталитического, термо- и гидрокрекинга) — 10,9% в 1984 г. (табл. III.46, III.48). В то же время в связи с высокой потребностью в малосернистых топливах Велика доля процессов гидроочистки дистиллятов-и-гидрообессеривания остатков. По удельному весу этих процессов (63,2%) Япония заметно превос-
ходит США, ФРГ и другие развитые капиталистические страны. Япония остается единственной страной капиталистического мира, в которой широко распространены процессы прямого гидрообессеривания остатков. Мощности этих процессов (разработки фирм «Галф», ЮОП и др., США) составляют около 25 млн. т / год (13 установок).
Наблюдающийся в последние годы заметный спад потребления нефтепродуктов привел к значительной недогрузке мощностей НПЗ (см. табл. III. 42) и резкому снижению рентабельности в нефтеперерабатывающей промышленности (табл. III. 47). В целях повышения рентабельности нефтепереработки по решению правительства Японии в 1983—1984 гг. мощности по первичной переработке нефти были сокращены почти на 40 млн. т / год, закрыты два НПЗ. Однако только сокращение мощностей по первичной переработке нефти при сохранении неизменной структуры вторичных процессов не дает возможности удовлетворить возрастающие потребности страны в светлых нефтепродуктах. Эта ситуация усугубляется еще и тем, что в последние годы (и в перспективе) в общем объеме переработки нефти в Японии непрерывно увеличивается доля тяжелых нефтей.
В связи с этим принята программа перестройки структуры нефтеперерабатывающей промышленности страны в целях увеличения глубины переработки нефти и повышения выхода наиболее ценных светлых нефтепродуктов. Самый радикальный путь для достижения этих целей — строительство новых установок каталитического крекинга и гидрокрекинга дистиллятов и остат-' ков, а также висбрекинга остатков. В 1984 г. предполагалось начать строительство трех установок каталитического крекинга и одной гидрокрекинга общей мощностью 3,3 млн. т / год. Одиако стоимость их строительства очень высока (например, капиталовложения в установку каталитического крекинга вакуумного газойля мощностью 1,5 мли. т / год на НПЗ фирмы «Джеиерал Секию К. К.» в Сакаи-Сити составляют около 300 млн. долл.).
В настоящее время такие крупные инвестиции не под силу большинству японских нефтеперерабатывающих компаний, несущих крупные убытки из-за значительной недогрузки мощностей заводов. Поэтому в ближайшие годы строительства чрезмерно большого числа новых установок деструктивной переработки не ожидается. Углубление переработки будет происходить главным образом за счет реконструкции бездействующих установок атмосферной перегонки под процесс висбрекинга и перевода установок гидрообессеривания мазута на режим гидрокрекинга (замена катализатора, повышение давления) я что почти не требует капиталовложений.
В расчете на перспективу в Японии уделяется большое внимание разработке процессов переработки остатков, обеспечивающих практически полное z превращение нефти в светлые продукты. В Японии, являющейся пионером промышленного использования (первая установка в 1967 г.) процессов прямого гидрообессеривания остатков, накоплен сравнительно большой опыт переработки остаточного сырья. Наряду со значительным числом установок гидрообессеривания остатков здесь действуют первые в мире установки флексикокинг (процесс фирмы «Экссон», США) и юрека (термокрекинг гудронов с перегретым водяным паром, процесс фирм «Куреха» и «Чиёда», г Япония) мощностью по 1 млн. т / год каждая.
В 1979 г. группой японских фирм при активной поддержке правительства была организована «Исследовательская ассоциация» (RAROP), в задачу ?
Таблица 111.39. Структура ТЭБ Японии (по потреблению), %
S о
Л
X
s « С х
>>
5g
к “
6 £
£ S
3
о ^
н
X
£Х ^
С х
ч
2
h й
X
1971
72,9
1,3
17,8
0,7
7,3
1983
60,3
7,4
18,5
8,1
5,7
1973
77,4
1,5
15,4
0,7
5,0
1990
54
2
8
10
8
1975
73,9
2,3
16,4
1,6
5,8
2000
43
31
18
8,0
1980
66,1
6,5
16,0
5,6
5,8
Таблица 111.40. Структура потребления основных нефтепродуктов в Японии, %,
Нефтепродукты
Годы
1960
1971
1973
1975
1979
1980
1981
1 990*
Беизии
13,6
7,9
9,8
9,8
9,6
10,2
11,6
12,9
Нафта для нефтехимии
—
10,9
10,4
9,8
8,9
8,4
8,5
Реактивное топливо 1
А 7
0,8
0,8
1,2
1,5
1,6
2,3
КеросинJ
и ,2
и, /
8,5
7,9
8,2
7,9
9,0
9,5
Дизельное топливо
13,0
5,4
6,0
6,2
■7,2
7,5
8,4
9,а
Печиое топливо
7,6
7,3
7,4
7,4
7,8
8,6
Остаточное котельное
57,В
55,9
50,0
46,1
37,0
35,5
33,2
28,7
топливо
Прочие
10,2
23,3
6,4
11,5
19,6
21,1
20,0
20,7
Всего, мли. т
32,1
209,1
269,1
221,6
265,8
245,5
224,0
225,6
• Прогноз.
Таблица 111.41. Свойства автомобильных бензинов в Японии
Годы
Премиальный
Регулярный*
о. ч. и.
максимальное содержание свиица, г/л
о. ч. и.
максимальное содержание свинца, г/л
1970
97,2
0,19
90,0
0,16
1974
97,9
0,19
90,6
0,06
1977
97,4
0,10
90,3
.—
* Производство регулярного бензина составляет около 98 % от общего производства автобензина в стране.
Таблица" 111.42. Характеристика нефтеперерабатывающей промышленности Японии
Показатели
Годы
1960
1970
1 972
1974
1976
1 978
1980
1 982
1984
Число заводов
Мощности по первичной переработке нефти, мли. т
25
32,1
42
183,6
46
224,6
48
265,3
50
285,9
148
281,7
48 281,0
48
284,5
46
246,5
Продолжение табл. III.42Продолжение табл, щ 44
Показатели
1 оды"
Авиационный беизии
Автомобильный беизии-К +иафта для нефтехимии
Реактивное топливо
Керосин
Дизельное и печное топливо
Мазут
Смазочные масла
Всего
1960
1970
1972
1 974
1976
1978
1980
1982
1984Годы
Мощность завода, млн. т средняя максимальная
Объем переработки нефти, млн, т
Коэффициент загрузки
•мощностей, %
■Таблица II 1.43. Распреде. на 1 января 1985 г.
1,28 9,0 27,5.
85,7
гение Л
4,37 11,0
167,5
91,2
ШЗ Я
4,88
11,0
203,7
90,7
понии
5,53
16,4
231,3
87,3
по МО
5,72
16,5
228,6
80,0
1ЦНОС1
5,87
15,6
225,7
80,1
-и
5,85
16,4
198,3
70,6
5,93
16,4
116,7
58,6
5,36
16,4,q77
156,51977
63,51978
1979
19
0,01
20
0,01
23097 12,3
24645
13,4 25551
14,2 25250
14,7 25850
17,2 26193
18,3
2914
1,6
2497
1,4
3224
1,8
3489 ‘
2,0
3489
2,3
3268
2,3
23665
12,6
21200
11,5
21570
12,0
19309
11,2
19311
12,9
18463
12,9
15397 8,2
16486 9,0
36889 20,4 20499
11,9 «34537 23,0 33853
23,7
120698 64,3
117166
63,8
91140
50,5
101663 59,0
64724
43,1 59184
41,5
2032
U
1634 0,9
2086
1,2 2138
1,2 2138
1,4
1721
1,2
187 822
183 648
180 460
172 348
150049
142 682
Эк е ч Я S
5« хС УХ
х о У X §559 Eto ?х
s 8 Л
? R о s о ч U s s S
R о Я
S? 8 s5
У я S3
о
5 со = С УХ
§^52
<§?х
АЛ та О - f- S 2 £ , 5 Я и = oggs
51980
IfL1981
1—3 3—5 5—10
12
10
19
26,1
21,8
41,3
20,9
36,3
129,6
8,5
14,7
52,6
10—15
Более 15
4
1
8,6
2,2
43,2
16,4
6 J1982
Таблица. 111,44. Производство основных Нефтепродуктов в ЯпонииПримечание. в числителе —■ в тыс. т., в знаменателе — в %.
Годы
Авиационный бензин
Автомобильный беизии-}- 4-иафта для нефтехимии
Реактивное топливо
Керосин
Диз ельиое и печное топливо
Мазут
Сма- зочные масла
Всего
Таблица II 1.45. Выход основных на нефть
«фтепродуктов
8 Японии, %
(масс.)
4527
2(
МО
3017
14628
577
Годы
I960
18,3
——
12,2
59,1
24 759
10,1
2,3
Нефтепродукты
1
59
15399
1824
14321
18231
86934
2158
1970
19731975
1979 J 1980
19811990
1970
— '
"■
—"11
138 926
0,04
11,1
1,3
10,3
13,1
62,6
1,6
52
16728
2046
14392
21273
96953
2236
Беизии8,2
8,99,2
10,711,3
13,2 14,7
1971
11- •
————
153 680
0,03
10,9
1,3
9,4
13,8
63,1
1,5
Нафта9,4
9,99,1
7,77,4
6,86,9
47
17926
2581
13951
24152
98737
2260
1972
0,02
11,2
1,6
'8,7
15,1
61,8
1,4
.159 654
Реактивное топливо1,1
1,41,1
1,41,6
1,82,6
1973
40
19901
3152
18654
30324
114727
2538
189 337
Керосин7,8
8,17,9
9,18,9
9,5 10,0
0,02
10,5
1,7
9,9
16,0
60,6
1,3
Дизельное топливо5,6
5,76,0
7,78,2
9,2 10,5
27
19821
2451
17952
30157
111469
2291
1974
0,07
10,8
1,3
9,7
16,4
60,5
1,2
1б4 168
Печное топливо4,7
8,06,6
7,87,9
8,39,4
1975
27
21073
2535
16738
28832
104508
1877
175 590
Остаточное котельное топли- 47,9
50,6 45,2
38,6 36,7
34,7 29,0
0,015
12,0
1,4
9,5
16,4
59,5
1,1
1976
23
22109
2674
19557
30955
101242
1959
178519
Прочие| 15,3
7,414,9
17,018,0
16,5 16,9
0,012
12,4
1,5
11,0
17,3
56,7
1,1
82
83
Таблица II 1.46. Распределение мощностей НПЗ Японии по процессам, млн. т/год
Процессы
Годы
1960
1970
1972*
1974
1976
1978
1980
1982
1983
1984
Первичная переработ^
32,1
183,6
224,6
265,3
285,9
281,7
281,0
284,5
256,8
246,5
ка
Вакуумная перегонка
6,9
46,6
74,2
78,3
87,5
86,8
88,7
91,4
88,7
87,2
Термические
0,7
0,6
...
• • •
• • •
2,1
3,1
4,2
4,2
Каталитический кре-
2,2
8,2
12,2
15,0
15,8
15,9
16,7
21,1
21,7
20,7
книг
Каталитический рифор-
1,7
16,2
19,7
24,6
26,6
26,0
25,3
26,6
25,9
25,1
МИНГ
Гидрокрекинг
—
0,6
0,6
0,5
2,5
0,4
0,5
0,5
1,9
1,9
Гидроочистка
1,2
39,5
44,2
43,5
42,3
42,7
62,7
68,5
73,7
Гидрообессеривание
—
49,6
47,1
73,0
102,8
98,7
101,6
93,1
91,9
82,0
Алкилирование
0,07
0,05
0,03
0,05
0,05
0,1
0,05
0,06
0,06
0,07
Полимеризация
—
—
0,05
0,08
0,08
0,02
0,03
0,03
0,03
0,04
Производство смазочных масел
0,96
1,1
2,2
2,2
3,5
2,6
2,3
2,4
2,3
2,3
нефтебитума
—
2,4
2,9
6,6
4.6
6,0
6,1
4,2
6,8
4,5
нефтяного кокса
0,2
0,07
0,07
0,07
0,07
0,07
0,2
0,2
0,2
0,2
* С 1972 г. включая Окинаву.
Таблица III.47. Технико-экономические показатели нефтеперерабатывающей
Показатели
1970
Годы
1972
1973
Общее число занятых, тыс. чел. в том числе рабочих
Объем переработки нефти, тыс. т
на одного занятого
на одного рабочего
Производительность труда по условно-чистой продукции, млн. иен
одного занятого .
одного рабочего
Капиталовложения (в текущих ценах), млрд, ней в том числе в основное технологическое оборудование
Эффективность капиталовложений*
23
7,3
27
16
7,5
12,7
13,6
22,9
243
143
27
17
7,8
12,5
19,3
30,7
163
109
0,64
* Прирост стоимости условно-чистой продукции к капиталовложениям предыдущего
которой входит создание (включая пилотные испытания) различных процессов переработки остатков. Основные усилия этой ассоциации направлены на разработку процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга остатков. В •частности, компанией «Ниппон Майнинг», входящей в состав RAROP, разработан (в масштабе пилотной установки мощностью 40 т / сут) процесс ККФ юстатков с использованием дешевого катализатора на основе железа, нацеленный на производство средних дистиллятов. Общий бюджет ассоциации *на семилетие (1979—1985 гг.) составляет около (150 млн. долл. Ряд процессов переработки остатков разрабатывают также фирмы, не входящие в состав RAROP.
В Японии, для которой характерно использование значительного количества нефти для производства нефтехимической продукции, создан ряд процессов переработки нефтяных остатков и сырой нефти для получения этилена и других олефинов. К их числу относится, в частности, процесс пиролиза нефти (фирмы «Куреха» и «Чиёда» совместно с фирмами «Дау» и ■«Юнион Карбайд», США), позволяющий повысить выход этилена и других ^нефтехимических продуктов до 70% на нефть против 40% на действующих современных установках пиролиза. Значительный интерес представляет также процесс, разработанный RAROP для получения олефинов (до 60% на сырье) термокрекиигом остатков в кипящем слое кокса.
Таким образом, хотя в ближайшее время строительства значительного ’числа установок деструктивной переработки нефти не ожидается, японские нефтепереработчики при благоприятном изменении экономической конъюнктуры готовы приступить к осуществлению широкой программы действий по углублению переработки нефти.
По прогнозу Совета по нефти при Министерстве внешней торговли и промышленности, к 1990 г. Японии необходимо увеличить мощности по вторичной переработке нефти на 52 млн. т, в том числе 21 млн. т— за счет ■создания новых установок, 31 млн. т — реконструкции н модернизации действующих (главным образом перевод установок гидрообессеривания на режим гидрокрекинга). Наблюдающаяся в последние годы тенденция к сииже- промытленности Японии
Годы
1974
1975
19?6
1977
1978
1979
1980
1982
29
18
30
18
30
29
29
29
29
24
7,4
11,8
6,7
11,2
7,0
7,3
7,3
7.4
6,8
6,9
25,2
40,6
217
96
20,4 34,0
281 157
26,5
208
192
26,8 lie 147
23,0
И2
58
38,5
*184
63
51,8
i83
? 50,4
1,28
—0,55
0,64
—0,09
—0,96
3,16
2,09
• • •
*ода..
нию цеи на нефть может, разумеется, замедлить темпы реализации программы углубления переработки нефти в Японии, однако она ие в состоянии изменить общей стратегии страны в этой области. '
Глава IV
РАЗВИТИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВЕДУЩИХ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СТРАН
СТРАНЫ — ЧЛЕНЫ ОПЕК
Страны — члены ОПЕК занимают первое место в мире как по запасам, так и по добыче нефти. Однако нефтеперерабатывающая промышленность в большинстве из них до последнего времени была развита' очень слабо и в некоторых странах не обеспечивала собственных потребностей в нефтепродуктах. Такое положение объясняется хищнической политикой империалистических государств, использовавших эти страны в качестве сырьевого придатка (себестоимость добычи нефти в* странах—членах ОПЕК самая низкая в мире и составляет, например, в Саудовской Аравии 2 долл / т, Индонезии — 4, тогда'как в США — 22 долл / т) и препятствовавших развитию в иих национальной промышленности.
По мере приобретения политической, а затем и экономической независимости в этих странах все более быстрыми темпами начала создаваться собственная нефтеперерабатывающая промышленность. Развитие ее особенна ускорилось в 1970—1980 гг. в связи со стремительным ростом цеи на нефть и соответственно доходов от ее экспорта (последние за этот период составили около триллиона долларов). Особое внимание страны — члены ОПЕК (прежде всего государства Ближнего Востока) уделяют осуществлению программ по сокращению экспорта сырой нефти и резкому увеличению экспорта нефтепродуктов. С этой целью некоторые страны приобрели действующие Таблица Ш.48. Доля вторичных процессов на НПЗ Японии, %
Процессы
Годы
1960
1970
1974
1976
1978
1 980
1982
1983
1984-
Термические
—
0,4
0,7
и
1,6
1,7
Каталитический крекинг
7,1
4,5
5,3
5,5
5,7
6,0
7,4
8,4
8,4
Каталитический рифор-
5,6
8,8
8,6
9,3
9,2-
9,0
9,3
10,2
10,2
мииг
Гидрокрекинг
—
0,3
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,7
0,8
Гидроочистка
3,9
• ♦ •
15,5
15,2
15,0
15,2
22,0
26,8
29,9
Гидрообессери ваиие
27,0
25,6
35,9
35,0
36,2
32,7
35,8
33,3
Алкилирование
0,2
0,06
0,02
0,05
0,12
0,02
0,03
0,02
0,03
Производство
смазочных масел
3,1
0,7
0,9
1,2
0,9
0,8
0,8
0,9
0,9
иефтебитума
—
1,9
2,6
1,8
2,1
2,2
1,5
2,7
1,8
кокса
0,8
0,04
0,03
0,03
0,03
0,07
0,06
0,07
0,0$
Всего
20,7
44,1
58,75
69,18
68,23
70,40
75,10
87,19
87,Н
НПЗ в развитых капиталистических странам, другие начали строительство крупных НПЗ, ориентированных на производство экспортной продукции, третьи предприняли соответствующие меры как в том, так и в другом направлениях.
На J января '1985 г. суммарные мощности по первичной переработке #сфтн в странах — членах ОПЕК составили 278,1 млн. т (при объеме добычи -юколо 890 млн. т в 1984 г.); общее число НПЗ — 52 (табл. IV. 1). В целом .для стран — членов ОПЕК характерна относительно неглубокая переработка нефти с выпуском до 4'5% на нефть (в 1980 г.) светлых нефтепродуктов (табл. IV. 2). Соответственно сравнительно невысок удельный вес деструктивных процессов переработки нефти (15,2% на 1 января 1985 г.). Относительно невелика и доля вторичных процессов в целом (44,6% на 1 января 1985 г.), причем наибольшее развитие получили процессы гидроочистки и гидрообессеривания (табл. IV. 3).
Нефтеперерабатывающие заводы в странах — членах ОПЕК строят ведущие строительные компании развитых капиталистических стран в соответствии с современными достижениями технологии переработки нефти. Поэтому „для большинства НПЗ (особенно сооруженных в последнее десятилетие) характерен достаточно высокий технический уровень производства. На них представлено большинство современных процессов переработки нефти: ката- литическйй крекинг, риформинг, гидроочистка, относительно широкое рас- лространение получил' гидрокрекинг (удельный вес процесса на 1 января 1985 г. — 4,6%, что выше, чем в большинстве развитых капиталистических тосударств), причем на НПЗ в г. Шуайбе (Кувейт) действует одна из двух имеющихся во всем мире установок гидрокрекинга остатков в кипящем слое катализатора мощностью около 3 млн. т / год. Уровень развития нефтеперерабатывающей промышленности в различных странах — членах ОПЕК далеко яе одинаков.
Наибольшее развитие нефтеперерабатывающая промышленность получила в Венесуэле. На 1 января 1985 г. мощности нефтеперерабатывающей промышленности Венесуэлы составили 60,8 мли. т, число НПЗ—7, максимальная мощность — 29,8 млн. т / год (НПЗ в г. Амуай — один из крупней- ялих в мире), средняя — 8,7 млн. т / год.
С 1 января 1976 г., т. е. спустя 60 лет после начала добычи нефти в стране и 30 лет после строительства первых НПЗ, нефтяная промышленность Венесуэлы (включая нефтепереработку) перешла под контроль правительства, которое создало государственную компанию «Петровен», имеющую четыре крупных филиала.
Традиционно Венесуэла являлась основным поставщиком котельных топлив для США, что обусловило неглубокую переработку нефти на большой части заводов (выход мазута свыше 50% на нефть). Удельный вес деструктивных процессов (термических и каталитического крекинга) на 1 января 2980 г. составлял 10,6%, а всего вторичных процессов — 34,7%.
В связи с непрерывным ростом потребления светлых нефтепродуктов и наличием крупных запасов тяжелых сортов нефти (44% от общего объема зацасов нефти в стране) возникла необходимость в изменении структуры нефтеперерабатывающей промышленности. Крупные НПЗ, в том числе и в г- Амуай, в последние годы подвергаются реконструкции и модернизации.
На НПЗ в г. Амуай построены установки флексикокинга мощностью
2,6 млн. т/год, ККФ — 3,8 млн. т/год, а также установки алкилирование н изомеризации бутана. Это позволило уже к 1985 г. заметно- увеличить суммарные мощности-и удельный вес вторичных, в том числе деструктивных, процессов переработки нефти в стране (до 49,6 и 17,9% соответственно) и повысить выход светлых нефтепродуктов.
В ходе модернизации НПЗ в г. Кардоне мощностью 16 млн. т/год построен первый в мире комплекс установок для переработки 5,5 млн. т/год. тяжелой нефти (плотность 1,014, содержание серы 3,7%). При этом предусмотрено освоение процесса гидродеметаллнзации тяжелых остатков.
В целом^за 1978—1985 гг. на осуществление проектов по углублении» переработки нефти в Венесуэле предполагалось затратить 2 млрд. долл.
В 1982 г. на второе место по мощности нефтеперерабатывающей промышленности среди стран — членов ОПЕК вышла Саудовская Аравия, которая № последние годы по добыче нефти занимает первое место в капнталнстическовс мире. Доходы от продажи нефти — основа экономики страны, на нх долю э» 1978/79 гг. приходилось около 89% бюджетных поступлений.
На 1 января 1985 г. в стране работали четыре НПЗ суммарной мощностью 41,7 млн. т (см. табл. IV. 1). Крупнейший из ннх — завод в г. Рас- Таннуре смешанной американской компании «Арамко» мощностью 22,3 млн. т нефти, на котором действуют установки гидроочистки, гидрообессеривания^ каталитического риформинга, гидрокрекинга, а также производства нефтеби- тума. Продукция завода экспортируется. На внутренний рынок поступают нефтепродукты с двух НПЗ государственной национальной компании «Пет- ромнн», находящихся в г. Джидде (мощность 4,5 млн. т) н Эр-Ринде (мощность около 6 млн. т). Выход светлых нефтепродуктов на НПЗ весьма невелик (около 35% в 1980 г.), соответственно, низок и удельный вес вторичных процессов (11,2% в 1984 г.).
В настоящее время компания «Петромин» при участии фирм Японии^ США, Франции строит три НПЗ с глубокой переработкой нефти (в составе: заводов есть установки каталитического и гидрокрекинга, висбрекинга} суммарной мощностью около 40 млн. т / год, предназначенных для выпуска продукции на экспорт. Завершить строительство заводов намечается 1987 г.
С 1975 г. нефтяная промышленность Кувейта нацноналнзнрована и принадлежит государственной нефтяной компании «Кувейт нейшэнл петролеум» н ее шести филиалам. На 1 января 1985 г. в стране действовало пять НПЗ суммарной мощностью 33,2 млн. т (объем добычи нефти в 1979 г.— 109 мли. т, 1984 г. — 58 млн. т, собственное потребление нефтепродуктов — около 3 млн. т /год). Удельный вес вторичных процессов — 68,2%, гидрокрекинга — 18,4%. Наиболее крупные заводы находятся в г. Мена-эль-Ахмади мощностью 16,0 млн. т н Шуайбе мощностью более 9 млн. т.
В 1981 г. в Кувейте принята новая правительственная программа развития нефтяной промышленности, которая предусматривала к середине 80-х годов довести мощности по переработке нефти примерно до 40 млн. т, а также значительно углубить переработку нефти.
Нефтяная промышленность Ирана принадлежит Иранской национальной нефтяной компании. До начала военных действий с Ираком Иран занимал второе место после Венесуэлы по мощности НПЗ (6 заводов), равной 55,6 млн. т. Объем переработки нефти — 33,8 млн. т (в 1978 г.), или 13% от
объема добычи. В г. Абадане работал один из крупнейших заводов мира мощностью 30 млн. т. На 1 января 1985 г. суммарная мощность четырех заводов составила 26,3 мли. т, а удельный вес вторичных процессов — 55,3% (см. табл. IV. 3). Удельный вес деструктивных процессов (термических и гидрокрекинга) — 33,8%, что обеспечивает относительно высокий (48,1% е 1980 г.) выход светлых нефтепродуктов.
Суммарная мощность 9 НПЗ Индонезии на 1 января 1985 г. составила 31,3 млн. т (см. табл. IV. 1). Все заводы, расположенные на островах Суматра (5), Ява (3) и Калимантан (1), принадлежат государственной компании ^Пертамнна». Средняя мощность НПЗ — 3,5, максимальная — 13,4 млн. т/ /год. Заводы перерабатывают местную и импортную нефть, глубина переработки — небольшая, удельный вес вторичных процессов до последнего време- f ун был невелик.
В начале 80-х годов в связи с быстрыми темпами роста потребления нефтепродуктов в Индонезии начато осуществление программы модернизации нефтеперерабатывающей промышленности, в результате реализации которой мощность трех наиболее крупных НПЗ в г. Баликпапане, Силикапе и Дюмай должна была достигнуть к концу 1985 г. соответственно 12,7, 13,9 и 8,6 млн. т/год. На заводе в г. Дюмай должны быть построены две совре- t ценные установки гидрокрекинга мощностью свыше 2,5 млн. т/год, на •заводе в г. Баликпапане — две аналогичные установки мощностью 2,5 млн.
Iт/год, на заводе в г. Снлнкапе — установка атмосферной перегонки мощ-
костью 9,2 млн. т/год, установка непрерывного каталитического риформинга, на всех трех НПЗ — ряд установок гидроочистки, гидрообессеривания и других современных установок. Это даст возможность резко увеличить долю вторичных (в том числе деструктивных) процессов и соответственно значительно расширить производство светлых нефтепродуктов.
К началу 11985 г. удельный вес вторичных (в том числе деструктивных) процессов составил 59,1% (32,4%) против 19,3% (9,1%)' в 1982 г. В сочета- * ннн с уменьшением спроса на нефтепродукты в стране это должно позволить не только полностью удовлетворить потребности внутреннего рынка, но и экспортировать значительное количество нефтепродуктов.
В Нигерии действуют три нефтеперерабатывающих завода суммарной мощностью на 1 января 1985 г. 12,4 млн. т, принадлежащих государственной жомпанни «Нигерия петролеум рифайнери». С 1965 г, работает НПЗ в г. Порт-Харкурте, мощностью (после реконструкции в 1972 г.) 3 млн. т/год. В 1978 г. около месторождений нефти центрально-западного района в г. Вар- ри введен в эксплуатацию второй НПЗ проектной мощностью 5 млн. т/год; «его проектирование и строительство было осуществлено фирмой «Снампрод- ■жеттн» (Италия) в течение 2,5 года. В начале 1980 г. в г. Кадуне сдан в эксплуатацию второй НПЗ такой же проектной мощности. Кроме топлив на нем предусмотрено производство смазочных масел и # нефтебнтума. Ранее полагали, что пуск этих заводов позволит полностью обеспечить потребности страны в нефтепродуктах. Однако этого не произошло в связи с быстрым ростом спроса на нефтепродукты (главным образом на топливо). Поэтому в г- Порт-Харкурте было начато строительство четвертого НПЗ мощностью ^>5 млн. т/год. Завод, пуск которого намечен иа 1987 г., рассчитан на максимальное производство бензина и включает такие процессы, как ККФ, алкилирование, изомеризацию и др.
Для нефтеперерабатывающей промышленности Нигерии характерен высокий удельный вес вторичных процессов, в том числе и деструктивных (каталитический крекинг). Это обеспечивает довольно глубокую переработку нефти (выход светлых нефтепродуктов более 63% на нефть) и выпуск высококачественных нефтепродуктов.
В Ираке суммарная мощность восьми национализированных НПЗ на. 1 января 1985 г. составила 15,8 млн. т. В 1984 г. вступил в строй современный НПЗ мощностью 7,4 млн. т / год в г. Байджи, на котором имеются установки гидрокрекинга (1,9 млн. т/год), каталитического риформинга.. (0,9 млн. т/год) и гидроочистки (1,5 млн. т/год). Кроме того, действуют два завода мощностью по 3,5 млн. т/год (в г. Даура и Басра). На заводе, в г. Даура наряду с моторными и котельными топливами выпускают смазочные масла и битумы. Мощность остальных заводов — от 100 тыс. т до 750 тыс. т / год.
В Алжире на 1 января 4985 г. действовали четыре нефтеперерабатывающих завода суммарной мощностью 23,1 млн. т, принадлежащих государственной компании «Сонатрак» (добыча нефти в 1984 г. составила окола- 32 млн. т). Удельный вес вторичных процессов (каталитический риформинг и гидроочистка) очень низок (17,6%). Крупнейшим является завод в г. Скик- де, мощность которого в 1984 г. доведена до 16 млн. т/год.
Нефтеперерабатывающая промышленность Объединенных Арабских Эми- рат,ов (ОАЭ) представлена двумя НПЗ, расположенными в Абу-Даби, суммарная мощность которых составила на 1 января 1985 г. 9,2 млн. т. Первый. • завод мощностью 750 тыс. т, принадлежащий государственной фирме «АбуДаби нейшэнэл ойл», был открыт в 1976 г. В 1984 г. его мощность была, увеличена до 3,6 млн. т/год, что позволило удовлетворять потребности в. нефтепродуктах всех эмиратов, входящих в ОАЭ. В 1981 г. был введен в- эксплуатацию второй НПЗ мощностью 5,6 млн. т / год в г. Аль-Руваи, строительство которого осуществляла фирма «Снампроджетти» (Италия). Заводи располагают установками каталитического риформинга и гидроочистки (см, табл. IV. 3). В 1985 г. на заводе в г. Аль-Руваи намечалось ввести установку гидрокрекинга мощностью 11,5 млн. т/год.
В Ливии впервые нефть была добыта в 1961 г. Переработка нефти до 1970 г. не развивалась, поскольку иностранные компании не были в этом заинтересованы. В настоящее время в стране действуют три НПЗ суммарной мощностью на 1 января 1985 г. 16,4 млн. т/год, принадлежащие государственной компании «Ливия нейшэнэл ойл». В 1975 г. начал действовать первый НПЗ в г. Эз-Завии мощностью 3 млн. т. В 1977 г. его мощность былд увеличена до 6 млн. т, что позволило стране отказаться от импорта большей части нефтепродуктов. С 1980 г. кроме топлив на этом заводе получают неф- тебитумы (мощность установки 100 тыс. т/год). Второй завод в г. Марса-эль- Брега имеет мощность 470 тыс. т. Удельный вес вторичных процессов (каталитический риформинг и гидроочистка) на обоих заводах составляет суммарно 34,1%. В феврале 1985, г. вошел в строй крупный (10 млн. т/год) завод в г. Рас-Лануфе, предназначенный в основном для выпуска продукции на экспорт. Кроме того, есть три мелких предприятия (мощностью 50—150 тыс. т/год) по первичной переработке нефти.
Нефтеперерабатывающая промышленность Эквадора начала развиваться в послевоенный период. До этого (с 1925 г.) Эквадор экспортировал вск>
О со о X
.У
X а tCL
«s
3
:
:о
1
g
Я
X
У
f
I3
1§■
Г
Д
5Г
3 о U
О о
с
I* NIIINIII
04
со о
—О0000о
CD 1 1О00 О 1
04—с£>04о
о
'00Г- Оо
—— О
CDСО
СО
—ООО^С0 0)000
. СО CDО4СО 1 100—
CDеоО
со о
—ООГ^гг00О со 04 —О
ео CD04 соО
о
СО
—О О — CDооО О —оо
- - - --- - - -О
со CD04 ео со04 —CD CD оо оо— -
00—CDО
CD| ООсо 1 ~ -
* 1 - --- ! оо—о
О04 CDCD CD
00— Г-
см
о
О
ОО О) CD04 О СОео
СО СО— 1 04 CD041 CD iD—
О— b-LOо
о
ео
чг04 | iD 04Г-СО | — Ь-00
04 04—0404 ЮCD—О
О— b-CD 00
о
со-<Г О О)
IlliiO Осо 1 04II
CL
(J
к =
ККК
SS-CL2 Я
о.с н . g о §= ь£ |=с
уxК н EШ
cS mc9
8g, нО О § Л но О
” У у §3 = gmu & §5 ё gSt
= 1Н = &™=Йog^
Sa^ausSt.
91
Годы
Страна
i960
1970
1972
1974
1976
1978
1 980
1982
1984
1990 (пр огноз)
Индонезия
Число заводов
5
6
8
9
8
9
9
9
9
Мощности по первичной переработке нефти,
12,8
12,5
21,1
21,2
21,2
26,2
22,1
16,9
31,3
——
млн. т
Мощность завода, млн. т
средняя
2,56
2,1
2,7
2,36
2,65
2,9
2,45
1,88
3,48
максимальная
Объем переработки нефти, млн. т
10,8
11,4
14,1
5,5
17,1
5,5
11,3
4,96
16,5
4,8
—
13,4
—
Коэффициент загрузки мощностей, %
84,4
91,2
64,7
80,7
53,3
63,0
—
—
—.
—•
Ирак
Число заводов
6
6
6
7
7
7
7
7
8
8
Мощности по первичной переработке нефти,
3,7
5,1
4,9
8,4
8,4
8,4
8,4
8,4
15,8
23,3
млн. т
Мощность завода, млн. т средняя
0,62
0,85
0,82
1,2
1 ,2
1,2
1,2
1,2
1,98
2,9
максимальная
•—
—
—
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
7,4
—•
Объем переработки нефти, млн. т
2,1
3,64
4,77
4 //и
5,07
—
—
—
—.
—■
Коэффициент загрузки мощностей, %
56,8
71 ,4
97,3
56,0
60,4
—
—
—•
—
Иран
Число заводов
3
5
4
5
5
5
6
4
4
6
Мощности по первичной переработке нефти.
23,2
31,4
30,7
39,2
38,7
45,7
55,6
26,3
26,3
41,4
млн. т
Мощность завода, млн. т средняя
7,73
6,3
7,7
7,8
7,7
9,1
9,27
6,6
10,4
6,6
6,9
максимальная
—-
—•
—•
—
22,7
29,1
29,1
10,4
Объем переработки нефти, млн. т
1У, з
26,4
27,75
31,3
34,7
33,8
29,4
-—'
—
Коэффициент загрузим мощностей, %
83,2
84,1
90,4
79,8
89,7
74,0
52,9
1
Катар
Число заводов
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
Мощности по первичной переработке нефти,
0,028
0,036
0,036
0,036
0,43€
0,511
0,620
0,583
2,8
2,7
млн. т
Кувейт
Число заводов
2
3
5
5
5
5
5
5
5
5
Мощности по первичной переработке нефти,
10,3
25,0
32,1
32,0
34,0
35,3
32,0
30,9
33,2
34,5
млн. т
Мощность завода, млн. Y средняя .
5,15
8,34
6,4
6,4
6,8
7,06
6,4
6 ;2
6,6
8,0
максимальная
—,
—
—-
—
14,9
14,9
12,4
12,4
16,0
—
Объем переработки нефти, млн. т
8,8
19,0
18,6
16,8
22,0
21,8
15,9
23,3
—
Коэффициент загрузки мощностей, %
85,4
76,0
57,9
52,5
64,7
61,8
49,7
75,4
—.
—
Ливия
Число заводов
1
2
2
2
2 .
2
2
3
Мощности по первичной переработке нефти,
—
0,47
0,88
3,8
6,7
6,8
7,0
6,4
16,4
16,2
млн. т
Мощность завода, млн. т средняя
0,47
0,88
1,90
3,35
3,40
3,35
3,2
5,47
максимальная”]
' Объем переработки нефти, млн. т
—.
—
—
—
5,9
5,9
5,9
5,9
10,0
.—
—
0,4
0,5
0,4
2,7
6,0
—
5,7
—.
. ——
Коэффициент загрузки мощностей, %
—
85,1
56,8
10,5
40,3
88,2
-—•
89,1
—
—
Нигерия
Число заводов
1
1
1
1
2
2
3
3
Мощности по первичной переработке нефти,
■—
2,7
3,0
3,0
3,0
7,9
7,9
12,9
12,4
■—
мли. т
Мощность завода, мли. т средняя
2,7
3,0
1,5
3,0
3,95
3,95
4,3
4,1
—
максимальная
—
—
—
.—
■—
4,9
4,96
4,96
4,96
——
Объем переработки нефти, мли. т
—
1,0
2,2
2,8
2,9
3,1
4,4
6,9
—•
—-
Коэффициент загрузки мощностей, %
—
37,0
73,3
93,3
96,7
39,2
55,7
53,5
—•
Годы
Страна
I960
197 0
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1990
(прогно 3)
Объединенные Арабские Эмираты (Абу-Даби)
Число заводов
Мощности по первичной переработке нефти, млн. т
Мощность завода, млн. т средняя максимальная
Саудовская Аравия
Число заводов
Мощности по первичной переработке нефти, млн. т
Мощность завода, млн. т средняя максимальная
Эквадор
Число заводов
Мощности по первичной переработке нефти, млн» т
Мощность завода, млн. т
средняя
максимальная
Объем переработки нефти, млн. т
Коэффициент загрузки мощностей, %
Г
1
8,9
8,9
8,9
2
0,6
2 20,1
10,05
2
1 ,8
1,2
66,7
2 21,2
10,6
2
1 ,8
1,4
77,8
3 30,3
10,1
3
2,0
1,8
90,0
1 0,745
3 29,9
9,9
27,2
3 2,0
0,67
1 ,6
2,1
105,0
1
0,745
3
24,2
8,1
20,6
4
4,6
1,15
2,76
4,1
89,1
1 0,670
3 24,2
8,1
20,6
4
4,3
1 ,1
2,5
2
6,70
3,35
5,95
3
35,0
11,7
23,3
3
3,9
1 ,з
2,5
2
9,2
4,6
5,6
4
41 ,4
10,7
22,3
3
4,1
1 ,37
2,5
9
98,9
11,0
Таблица IV.2. Выход основных нефтепродуктов в странах — членах ОПЕК
Таблица IV.3. Мощности вторичных процессов на НПЗ стран — членов ОПЕК, на 1 января 1985 г.
Страна
Термиче-
Каталитический крекинг
Каталитический риформинг
Гидро-
Гидрообессеривание
Гидро-
Алкили-
Изомери-
Производство
Итого, %
процессы
очистка
крекинг
роваиие
зация
битума
масел
Алжир
2537
1077
319
124
17,6
11,0
4,7
1,4
0,5
Объединенные Арабские Эмираты (Абу-Даби)
—
563
0,6
4341
47,0
—
—
—
—
—
, 47,6
Венесуэла
2156
3,5
8774
14,4
274
0,4
—
12807
21,1
—
2699
4,4
806
2397
3,9
358
0,6
49,6
Габон
373
64
205
64,7
37,6
6,4
20,7
Страна£SФ ч X Ы X X Ы на. х 3 U Ын2Страна£У .XЫн 2иыч8. Страна£1 ч Ын 3О ы Ч8Алжир15,26,525,819,6Индонезия17,425,025,016,2Ливия9,221,321,842,2Объединенные26,35,434,722,6Ирак13,012,022,828,4Нигерия22,714,127,035,4Арабские ЭмиратыИран10,916,221,045,6Саудовская Аравия18,83,413,226,4(Абу-Даби)Катар26,014,329,7—Эквадор22,010,815,647,0Венесуэла21,21,218,655,4Кувейт4,520,117,838,1Габон6,712,721 ,037,8Страна£SФ ч X Ы X X Ы на. х 3 U Ын2Страна£У .XЫн 2иыч8. Страна£1 ч Ын 3О ы Ч8Алжир15,26,525,819,6Индонезия17,425,025,016,2Ливия9,221,321,842,2Объединенные26,35,434,722,6Ирак13,012,022,828,4Нигерия22,714,127,035,4Арабские ЭмиратыИран10,916,221,045,6Саудовская Аравия18,83,413,226,4(Абу-Даби)Катар26,014,329,7—Эквадор22,010,815,647,0Венесуэла21,21,218,655,4Кувейт4,520,117,838,1Габон6,712,721 ,037,8в 1980 г., % на нефтьв 1980 г., % на нефть
Страна
£
S
Ф ч X Ы X X Ы н
а. х 3 U Ын
2
Страна
£
У .
X
Ын 2
иыч
8
. Страна
£
1 ч Ын 3
О ы Ч
8
Алжир
15,2
6,5
25,8
19,6
Индонезия
17,4
25,0
25,0
16,2
Ливия
9,2
21,3
21,8
42,2
Объединенные
26,3
5,4
34,7
22,6
Ирак
13,0
12,0
22,8
28,4
Нигерия
22,7
14,1
27,0
35,4
Арабские Эмираты
Иран
10,9
16,2
21,0
45,6
Саудовская Аравия
18,8
3,4
13,2
26,4
(Абу-Даби)
Катар
26,0
14,3
29,7
—
Эквадор
22,0
10,8
15,6
47,0
Венесуэла
21,2
1,2
18,6
55,4
Кувейт
4,5
20,1
17,8
38,1
Габон
6,7
12,7
21 ,0
37,8
Страна
£
S
Ф ч X Ы X X Ы н
а. х 3 U Ын
2
Страна
£
У .
X
Ын 2
иыч
8
. Страна
£
1 ч Ын 3
О ы Ч
8
Алжир
15,2
6,5
25,8
19,6
Индонезия
17,4
25,0
25,0
16,2
Ливия
9,2
21,3
21,8
42,2
Объединенные
26,3
5,4
34,7
22,6
Ирак
13,0
12,0
22,8
28,4
Нигерия
22,7
14,1
27,0
35,4
Арабские Эмираты
Иран
10,9
16,2
21,0
45,6
Саудовская Аравия
18,8
3,4
13,2
26,4
(Абу-Даби)
Катар
26,0
14,3
29,7
—
Эквадор
22,0
10,8
15,6
47,0
Венесуэла
21,2
1,2
18,6
55,4
Кувейт
4,5
20,1
17,8
38,1
Габон
6,7
12,7
21 ,0
37,8
в 1980 г., % на нефть
в 1980 г., % на нефть
Продолжение табл. IV.5.
Страна
Термические процессы
Каталитический крекинг
Каталитн - ческий риформинг
Гидроочистка
-^- - —. /
Гидрообессеривание
Гидро-- крекинг
Алкилирование
Изомеризация
Производство
Итого, %
битума
масел
5105
5032
2769
5078
429
—
83
59,1
Индонезия
16,3
16,1
8,8
16,2
1,4
0,3
4188
2913
1562
142
4693
750
311
55,3
Иран
16,0
11,1
5,9
0,5
17,8
2,8
1,2
1984
593
4562
1914
404
527
50,9
Ирак
—
12,5
3,7
28,9
12,0
—
1
2,5
3,3
2327
1642
12225
6095
303
68,2
Кувейт
—
——
7,0
4,9
37,0
18,4
—
—
0,9
477
1264
495
80,2
17,7
Катар
17,1
45,4
489
1734
2427
11,2
Саудовская
Аравия
...
1 ,2
4,2
5,8
* • •
•*•
599
527
115
68
32,1
—
—
■1
1 ,7
Эквадор
14,7
12,9
2,8
2012
1738
2889
849
254
62,2
Нигерия
—■
16,2
14,0
23,2
6,8
2,0
776
1625
114
103
34,1
—
1 ,6
Ливик
12,3
20,2
В целом по
ОПЕК
12421
4,5
16834
6,1
18271
6,6
22803
8,2
30774
1,Н
12702
4,6
2699
0,97
806
5193
1,9
1657
0,6
44,6
COCOВ числителе — в тыс. т, в знаменателе в %.
CO
CO
to E x
toto
CO о
к
ь ft
я
ft
ft
X
X
о ft
№
co E
M ft
CD X»
CO о
E X
to to to о a to
ft x о X ft
to ft Sa X
ft
X’
Я
X Sa X ft er
ft
ft a ft
to Sa X to to a X X
to X to
X
ft
ft
a .gx
X ft Xc
ft
Sa ft ft
to
toX
Ox E to
ft Xе ft
ft
2
to
to
О w X ft
ft2
Sa • a cr to x
о
s' о ft
о
o> co
2 Sa X
to о cd to Sa О
о ft
to to
to
to
О Я to
СО
СО
)s to
ft H to ft
to
X
to
СО
о to ft a о X«
оз E 2
ft X
ft 2 ft
□
о
a x
X
о X
X
to to
X
X to
to
^ л>
to
О a
to О a
Xa
3rn
S
3 E X X
to to
to to to 3 E ft Xе
X
OX to ft
ft a ft
to
a о
x
to
а
нр, W
X to
со
w
E 2
о Ox
ft OX
Sa ft
2 to
ft X 2 to Sa to
2 2 to
X О 2 a to
о
(У
o
О
CC ft
ft Sa ft 2
ft о
X
X о x«
X X
to
co О to 2 О X
x о
2
X to.
X Sa Sa X
a о Sa to
to ft
to ft Sa X
X ft a о
О to
сл to
2о
о
to
to Sa X
ft
fa X X
)з
Я
о to
ftX
X H cr ft X
X E Xе
X
to
H ft a
О a
to
о су
о ft
х
о
OX ft
X
to
COco
to _ ^ 5
E
x
to Я Sa О
to ft Sa
ft ft
aо
X
ft
о
X
vC
ft
о OX to
Ox О Sa ft ft
a о
а
5
XX
о to
со
toaX
о
ft
x ft 2
X
to to ft a ft X cr
(У
О
a ft
to
СУ X ft a Sa
x о a
a to
to
X a
to a x 3
2 О )a ft
X X
О X
о 2 E
E Sa ft
X о
X
wо
о
E ft
r>
Ф
ND
О ft
о 2
to
ft Sa ft X X X
ft
X 2
Sa X
о to to Sa X
а о о н
ft Sa О to Sa
x
X
ft
х
Eft
H ft a
О
о
E ft о
to s X X ft 2
a
о
to
2 2 to
X
о to
to
a 8 Sa ft
ft ft
)s ft ft X
X
to X
2 О fi
О
to
3
O>
2 Sa
о a
to Ox Sa
ND СП
2
Sa X
ft
ft )s X X X
2 о
X о ft
cr
a ft 2 ft a
ft 2 ft x x
X X to X
a
to
X X to to
X
)s О O\ E
О 2 E E
ft
X
a ft
X о
to
ft
ft
to Ox О
я
CO X 00 ft
X
cd
o
to
E
o\ E Sa to
toa
^E g ^ ft X
ft a о x a ft
ft
to Sa X
to Sa X
X
to x ft a о
to X to 2 x
X ft X X ft
X X X
Я
to
w
to to X
to
ft2
to
n>
О 2
X ft
X
to
о
О ft
2 о r>
о
to
2 X
ft
a о о Sa ft
V w
to X to
X
to
to
X
X
ft X a X to
cd x
X о Xе
to X X 2
О E X о
a ft Sa О 2
X ft
О
о
Sa ft X to 2 X
о
to
О
to
X to Sa X ft
ft x
я
a x
ft Xе
E x 2
X
X ft
ft a
о a
X
о to
X to
ft
to
Sa ft
О to
ft Sa cr X О
to X
to X to
to
о
X to OX г
X to
2 О E X о о
ft
Xе
aо
a ft
ft
to Ox О
x ft
E
X
w to a x
to Sa a ft
X
ft
W X X
ft
to
to X
a
x
о a
О
СП
ND
2
О a
X to x о
to
о cd x to X
ft
a to )S ft
x ft
2
a О to
a о Xе
to to X X
ND o>
ND
2 a x
co ft Xе
О о н СУ ft
to w
aо
о
to ft
ft
x о
O>
fta
О
ND 5 ^ О
о
Sa to to X E 2
a to to
a о
a ft
n>
X ^ ft Ox
to
to
aо
to to X ft
X
3
ft
CO
fta
x ft
о а
X
to2
a
ft cd E о x
O>
ft
х
a о ft
X
X
о ox
ft хе
ft a ft
to X cr
to to О 2
a
X о X a
X
о
a
О to
CC
CO
o\ E Sa X
ft о w
E ft X to
x to
x to 2 ft
2 О ft H X
to X ft a о
to
n>
n>
x E ft
a
о
ш
ft 2 x
X to
to OX to
Ш to 3 E ft X«
а
О 2 cr
E Sa ft
л Sa ft X
О
Ox О
a
О
C3 to
m
X X X
о
x
to
to
cr
X
х
о
о X
X to
to X
Sa ft
X О to
О
m
о OX E ft
о ox
о
to w
a
о to ^
to
2Sa
2 Sa
2 о E' X о ft
X
а о
Sa о со X X
X о X ft a
x о
о
X
go to
X
X X X
a Sa to X О to
ft Sa to X О
2 О X
to.
ft о
ft
to to О 2
to ft
о ft
ft
a
r>
ft
)S
ax
a
ft
to x
to o
О >3
to
Sa ft
ft
X
о to
x 2 ft
X о
О
о a о to
E X
to
cd
a
О ft
X
СГ
ft ft
E
x
ft
)s
ft X X X
X ft
X
to X X E
to X X X
о
to OX о
to ft
to
to
x
ft
Sa
X
E 2
cc to O\ Sa
3
to x
E ft ft
X
to
a о o Sa ft )s
X ft ft
cd
ft 2 x
x x X ft
х ft
a ft X
X to
X ft
H СГ
X
ох
to E ft X X ft
x о 2 a to X X X
ft X
to X о
2 О E X о
er 3
СП
Е
оa
A > X
о
о
to
to
X
to
X to
-e-
о
о
2 to
a
to
to w
а
о
X
ft
toaо
X V X
о x« Sa
X Sa )s to ¥
aо
О ft a
to
co от co
2 О
X
3
2
Sa X
о
X to
V
о
о
X
о X
Xо
X о
л
я
2 ft
X X to
2
X ~ О CC to H
a о
to
, X
DC <?
to ^to §
Cd to a О
ft
Ox E Sa О
aCdto
X ft Ox О
to E a
to to to о a to
X О 2 a to x X
о СУ
X
х to Л to
to
x x
(у
Я
a о
to О а
to to X
о
X а
о ft
а
ft Xе
E
x
X
to
)sto
ft
Sa ft X to E X
X X to to
to
О Ox to
to to co
E
3
х
to О
O\ X
2 x о
а
to X
о )s X ft
а
2 to
a ft
H X
n>
ft
X
S
О 2 E E Sa ft X
2 О fi X о
н er
3
x
)S
о X X X
to to СУ ft
to Sa X X
to
X
a
ND
SC ^
Xft
о
>3to
ср
Q<
ст
X
a о
О
to О ft X X ft
to to to О )s to
a о to to о
о
to X ft
о
X to
X to
to Sa X
X
ft
wо
О
X
О
2 x
5
to
СУ X о Ох
ft X x
to
E x
о
ft
a
2
Sa Щ
to ft x x о Xc
2 2 to
X to X
ft
Ox
X
о
to
to
Eft
XX
a
8
ft
CO
CC to
to to to О )s ft
ft
cr
to x о СУ w X
to Sa X ft
ft
о
to
E
x
ft X X ft
а О
СП
X X«
x X о Xе
2 О fi X о
to
to
X ft
л
to X E
из
x ь3
о X E ft ft
to
2 Г ft b 2 = s
О ft X
to
CO
x о 2 a to x
X X
fta
A
ft
О a
X
x cd Sa X ft a
x
о
X
X
to
to
to
co
to
cc
co
я
toX
О
H to to X Sa to
2
X
о to Sa i ft
to О
X . Sa
to to
ft
Таблица IV.4. Характеристика нефтеперерабатывающей промышленности Мексики
Показатели
Годы
1960
1 970
1972
1974
1976
1978
1 980
| 1982
I
1 984
Число заводов
7
6
6
6
7
9
9
9
9
Мощности по первичной переработке нефти, млн. т Мощность завода, млн. т
18,4
28,5
31,0
37,7
46,4
61 ,7
69,2
64,0
62,5
средняя
2,6
4,7
5,2
6,3
6,6
6,9
7,7
7,1
6,9
максимальная
11,6
16,3
13,6
14,4
11,7
11,6
Объем переработки нефти, млн. т
13,6
24,1
26,1
32,0
37,0
44,1
52,0
59,0*
Коэффицие нтзагрузки
мощностей, %
73,9
84,6
84,0
85,0
80,0
71 ,5
75,2
92,2*
—-
* Предварительные данные.
Таблица IV.5. Выход основных нефтепродуктов в Мексике, % на нефть
3
О
<2 £
3-
о g g
К В Д
<Х X
о s X я о х х и х Ь X и X ч о ” С О. Он ° х
X г- К ч ч X
X
та
S
х X
О та
В И ив I
3 о
3 „ щ X X go X Ogg § о о та
< X X
о X X я о х х я х ь х и ^40 та ц
2 н х
х
X ч ч X
о X
та
S
к X X
5 та
В
(J S
I960
24,1
10,4
12,8
41,1
1,1
1976
24,5
6,7
21,4
36,1
1,1
1970
25,2
7,7
16,9
29,7
1,2
1978
23,8
6,1
22,0
38,4
1,8
1972
25,3
7,5
17,7
30,0
1,2
1980
27,0
6,0
22,9
32,4
0,8
1974
24,0
7,4
20,4
29,8
1,2
1982*
25,2
5,8
19,5
32,5
0,7
* Предварительные данные.
Таблица IV.6. Мощности вторичных процессов в Мексике, тыс. т
Процессы
Годы
I960
1970
1 972
1974
1976
1978
1980
1982
1 984 '
Термические
1499
1659
1659
---
5250
3655
6376
4250
Каталитический
2830
3424
5332
5332
7288
10613
13133
14575
14526
крекинг Каталитический
4298
3983
1610
2965
4380
3374
7473
7473
риборминг
Гидроочистка
2165
3125
2583
. 2386
1414
3787
10915 }
21 717
23 132
Гидрообессеривание
2033
3285
4472
9791
5566
Гидрокрекинг
■
1013
1013
985
985
820
907
907
Алкилирование
140
274
274
273
273
273
247
• » •
247
Полимеризация
95
95
83
83
28
83
24
. . .
26
Изомеризация
19,8
—
1
Таблица IV.7. Доля вторичных процессов на НПЗ Мексики, о/о к прямой перегонке нефти
Процессы
Годы
I960
1970
1972
1974
1976
1 978
1980
1982
1984
Термические
8,5
5,8
5,3
8,5
5,8
10,0
6,8
Каталитический
16,0
12,0
17,2
14,0
15,7
17,2
21,0
22,8
'23,2
крекинг Каталитический
15,0
12,8
4,3
6,4
7,1
5,4
11,7
Н,9
риформинг Гидроочистка
12,0
10,9
8,3
6,3
3,0
5,6
17,5 )
33,9
37,0
Гидрообессеривание
—
7,1
10,6
11,8
21,1
8,1
Гидрокрекинг
—
—
3,3
2,7
2,1
1,5
1,3
1,4
1,4
Алкилирование
0,8
0,9
0,9
0,7
0,7
0,4
0,4
—
0,4
Полимеризация
0,5
0,3
0,3
0,2
0,6
0,1
0,04
—
0,015
Изомеризация
0,1
—
1-
—
Несмотря на то, что в составе сырья НПЗ Мексики свыше 30% приходится на тяжелую (плотность 0,9218) высокосернистую (содержание серы — 2,8% масс.) нефть месторождения Майя, для них характерна сравнительно глубокая переработка нефти: выпуск мазута не превышает 33% на нефть (табл. IV. Э). Соответственно для нефтеперерабатывающей промышленности Мексики характерна сравнительно высокая насыщенность вторичными, в том числе деструктивными, процессами. Из числа последних на НПЗ Мексики представлены ККФ, гидрокрекинг н висбрекинг. За последние 10 лет мощности этих процессов возросли почти в три раза, а их удельный вес к 1 января 1985 г. достиг 31,4%. Почти в четыре раза увеличились мощности процессов гидроочистки и гидрообессеривания, составившие 23,1 млн. т, или 37% (табл. IV.6, IV.7). В ближайшие годы предполагается дальнейший рост мощностей вторичных процессов, обусловленный необходимостью увеличения глубины переработки нефти (каталитический крекинг, висбрекинг) и повышения качества продукции (гидроочистка, риформинг).
Для НПЗ Мексики характерен достаточно высокий технический уровень используемых процессов. Большинство из них разработано ведущими нефтяными компаниями США. На заводах применяется современное оборудование, значительная часть которого поставляется компаниям США, Франции и Японии. В стране действует крупный исследовательский центр—Мексиканский нефтяной институт (МНИ), который проводит широкие исследования как по совершенствованию действующих, так и по созданию новых промышленных процессов нефтепереработки и нефтехимии.
Быстрое развитие нефтеперерабатывающей промышленности Мексики требует значительных капиталовложений. Только в 1978—1981 гг. они составили около 2 млрд. долл.
В последнее время из-за резкого удорожания оборудования и строительно-монтажных работ, а также заметного сокращения доходов от продажи нефти, обусловленного снижением цен на нефть на мировом рынке, компания ^Пемекс» отказалась от ряда намеченных ранее проектов.
Глава Vi
— '——•—■ '— ' ——•я
УЛУЧШЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЕСТРУКТИВНЫХ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ1
КАТАЛИТИЧЕСКИЙ КРЕКИНГ
Во всем мире среди деструктивных процессов переработки нефти основным по мощности является каталитический крекинг. Большинство установок каталитического крекинга за рубежом относится к типу флюид (с кипящим слоем катализатора). В последние годы прогресс в области ККФ был связан с дальнейшим совершенствованием высокоактивных и селективных цеолитсо- держащих катализаторов и модернизацией аппаратурного оформления процесса в целях максимальной реализации преимуществ этих катализаторов. Так, для обеспечения высоких температур и малого времени контактирования сырья с катализатором осуществлен крекинг в быстром кипящем слое катализатора в лифт-реакторе. В настоящее время существует несколько разновидностей процесса ККФ с лифт-реактором.
При недостаточной активности катализаторов крекинг в лифт-реакторе дополняют крекингом в плотном слое катализатора в реакторе — процесс флексикрекинг фирмы «Экссон рисерч» (рис. V. 1). В зависимости от активности катализатора, качества сырья и необходимого состава продуктов высоту кипящего слоя можно изменять.
Рис. V.2. Схема процесса ККФ фирмы «Келлог»:
/ — лнфт-реактор; 2 — секция отделения катализатора; 3 — отпарная секция; 4 — регенератор; 5 — задвижки;
/ — сырье; // — пар; III — продукты; IV — дымовые газы; V' — воздух
Рис, V.I. Схема процесса ККФ флексикрекинг фирмы «Экссон рисерч»:
1 — реактор; 2 — регенератор; 3 — лифт-реактор; 4 — кипящий слой каталнзатор- переменной высоты; 5 — "воздуходувка;
/ — сырье; // — пар; III — продукты; IV — дымовые газы
Рис. V.3. Схема процесса ККФ ультракат фирмы «Амоко ойл»:
у — реактор (отстойно-сепарационная зона); 2 — отпарная секция; 3 — регенератор; 4 — лифт-реактор;
у — свежее сырье; // — рисайкл; /// — продукты; IV — пар; V — дымовые газы; VI — воздух
В случае использования более совершенных катализаторов' * выпускаемых в последние годы, крекинг полностью проводят в лифт-реакторе — процессы фирм «Келлог», «Амоко ойл», «Галф», ЮОП (рис. V. 2—V. 5). При этом для получения высоких выходов бензина необходимо быстро отделить катализатор от продуктов реакции, чтобы предотвратить вторичные реакции крекинга бензина,
приводящие к повышенному газообразованию. Поэтому на таких установках
.верхняя часть лифт-реактора непосредственно- примыкает к эффективной системе циклонов или специальным сепарирующим устройствам, обеспечивающим быстрое и полное отделение катализатора.
ТТРис. V.4. Схема процесса ККФ фирмы «Галф»:Рис. V.4. Схема процесса ККФ фирмы «Галф»:1 — реактор (отстойно-сепарацнониая зона); 2 — регенератор; 3 — подогреватель; — лифт-реактор; 5 — отпарная секция;сырье; // — пар; /// — воздух; IV — дымовые газы; V — продукты1 — реактор (отстойно-сепарацнониая зона); 2 — регенератор; 3 — подогреватель; — лифт-реактор; 5 — отпарная секция;сырье; // — пар; /// — воздух; IV — дымовые газы; V — продуктыРаздельный крекинг сырья и циркулирующих газойлей (рисайкла) в двух лифт-реакторах, причем для крекинга рисайкла мо^но дополнительно использовать кипящий слой катализатора в реакторе—процесс фирмы «Тексако». В последние годы в связи с разработкой более активных катализато-
Т
Т
Рис. V.4. Схема процесса ККФ фирмы «Галф»:
Рис. V.4. Схема процесса ККФ фирмы «Галф»:
1 — реактор (отстойно-сепарацнониая зона); 2 — регенератор; 3 — подогреватель; — лифт-реактор; 5 — отпарная секция;
сырье; // — пар; /// — воздух; IV — дымовые газы; V — продукты
1 — реактор (отстойно-сепарацнониая зона); 2 — регенератор; 3 — подогреватель; — лифт-реактор; 5 — отпарная секция;
сырье; // — пар; /// — воздух; IV — дымовые газы; V — продукты
рис. V.5. Схема процесса ККФ фирмы ЮОП:
КаЗ КамеРа сгорания; 2 — трубопровод рециркулирующего катализатора; 3 — стояк затпРЫ сг°Раиия; 4, 6 — бункеры-сепараторы; 5 — устройство для отделения катали- Катяп’ 7 отпарная секция; 8 — лифт-реактор; 9 — трубопровод отработанного / ^лизатора; 10 — трубопровод регенерированного катализатора;
воздух; // — сырье; /// — водяной пар; IV — продукты; V — дымовые газы
ров, при которых степень превращения может достигать 90%, наметилась тенденция к минимальному использованию рисайкла. Учитывая его высокую газо- н коксообразующую способность, полагают, что объем рнсайкла не должен превышать 3—5% от свежего сырья. Это минимальное количество, необходимое для возврата в реактор шлама. В отдельных случаях для подачи шлама применяют свежее сырье. Совершенство современных устройств для отделения катализатора позволяет вообще отказаться от возврата шлама в реактор. Поэтому на установках с раздельным крекингом свежего сырья и рисайкла в ряде случаев подают в оба лифт-реактора свежее сырье без или с небольшой добавкой рисайкла, что способствует существенному увеличению производительности по свежему сырью.
В последние годы большое внимание уделяется совершенствованию процессов регенерации цеолитсодержащих катализаторов. Это обусловлено следующим:
высокая активность цеолитсодержащих катализаторов позволила значительно сократить продолжительность контакта катализатора с сырьем (крекинг в лнфт-реакторе) и кратность циркуляции катализатора, что привело к заметному уменьшению выхода кокса н нарушению теплового баланса процесса; в отлнчне от аморфных катализаторов крекинга, активность цеолнтсо- держащих катализаторов сильно зависит от содержания остаточного кокса па регенерированном катализаторе (ОКРК), причем для достижения максимальной активности и селективности цеолитсодержащих катализаторов содержание ОКРК не должно превышать 0,1% (масс.), в то же время в среднем по США еще в 1973 г. оно составляло 0,3% (масс.);
высокое остаточное содержание СО в дымовых газах регенерации (отношение СО2 : СО« 1,3 : 0,8) часто приводит к догоранию СО до СО2 в разбавленной фазе катализатора в циклонах нли в лнннн дымовых газов, что вызывает резкое повышение температуры и во многих случаях прогар оборудования и необратимую дезактивацию катализатора; кроме того, выбросы в атмосферу значительных количеств СО (до 10%) с газами регенерации означают потерю энергии в виде потенциального тепла несгоревшего СО и загрязнение воздушного бассейна; в последние годы в связи с усилением борьбы за экономию энергии и ужесточением норм по охране окружающей среды на ряде установок ККФ были смонтированы выносные котлы дожнга СО, однако они рентабельны только на крупных установках и не предотвращают неконтролируемого дожига СО в разбавленной фазе катализатора в регенераторе.
Одни нз основных факторов, обеспечивающих углубление выжига кокса, — повышение температуры в регенераторе. Цеолитсодержащне катализаторы (в отличие от аморфных) обладают высокой термопаровой стабильностью и устойчивы при значительно более высоких температурах (до 760— 780°C). Это обусловило разработку рядом ведущих нефтеперерабатывающих фирм США процессов высокотемпературной регенерации (ВТР), в которых повышение температуры достигается за счет контролируемого дожига СО непосредственно в регенераторе. По способу дожига СО эти процессы разде' ляются на термические н каталитические.
Процессы ВТР обеспечивают содержание СО менее 0,1% (об.) в дымовых газах регенерации и ОКРК 0,02—0,05% (масс.). Это позволяет увеличить степень превращения сырья и выход бензина за счет сокращения выход3
кокса (нлн при неизменной степени превращения сырья повысить производительность), уменьшить кратность циркуляции катализатора (при этом уменьшается загрузка катализатора и износ задвижек и другого оборудования) н снизить температуру предварительного подогрева сырья. Последнее способствует повышению энергетического к.п.д. каталитического крекинга.
Кроме того, прн ВТР значительно улучшается стабильность работы установок н полностью исключается неконтролируемый дожнг СО. ВТР, которую можно использовать на установках ККФ различной мощности, позволяет отказаться от эксплуатации дорогостоящего котла дожита СО. Прн этом полностью удовлетворяются требования к выбросам СО в окружающую среду и значительно уменьшаются выбросы оксидов серы, что объясняется, главным образом, снижением выхода кокса при крекинге, а следовательно, и содержания серы на катализаторе, а также более полным окислением диоксида серы в трнокснд, который связывается с катализатором и переносится в реактор, где восстанавливается в H2S. Указанные преимущества ВТР способствовали их широкому распространению как на действующих, так и на вновь вводимых установках ККФ.
В последние годы характерной особенностью эксплуатации многих установок ККФ за рубежом (особенно в США) является широкое вовлечение в состав сырья нефтяных остатков. Переработка остатков, отличающихся высокой коксуемостью, приводит к значительному (в 2—3 раза) увеличению выхода кокса по сравнению с переработкой традиционного дистиллятного
сырья.
Поскольку п{)н переработке остатков количество тепла, выделяющегося в регенераторе, намного превосходит потребности крекинга, избыточное тепло отводят путем монтажа в регенераторе паровых змеевиков из специальных сталей, устойчивых к абразивному износу. На ряде установок ККФ в США эффективно работают также выносные теплообменники, через которые Циркулирует часть катализатора из регенератора. Для снятия избыточного тепла и поддержания замкнутого теплового баланса понижают также температуру подогрева сырья, подают избыток воздуха, осуществляют рециркуляцию легкого газойля и др.
Фирмой «Тотал» (Франция) для случая переработки "остаточного сырья разработана схема Двухстаднйной регенерации, протекающей в двух последовательно, например соосно, расположенных аппаратах (рис. V.6). В регенераторе первой ступени в условиях обычной регенерации выжн- гается основная часть водорода кокса н значи- тельная доля углерода. Прн этом защитная Волочка нз углерода или кокса предохраняет Частицу катализатора от термопаровон дезакти-
ис. V.6. Схема реакторно-регенераторного блока тановкн ККФ мазута фирмы «Тотал»:
3 ^отстойная зона с циклонами; 2 — лифт-реактор; втД .Регенератор первой ступени; 4 — регенератор
/ цР°и ступени;
Ka^"P°AyKTb‘ крекинга; // — пар или газ на отпарку
газь13атОра’ — сырье; IV — воздух; V — дымовые
вации. В регенераторе второй ступени, в котором пары воды практически отсутствуют и, следовательно, нет термопаровой дезактивации, поддерживаются условия ВТР с дожитом СО. Двухстадийная регенерация позволяет получить катализатор с более высокой температурой, что снижает выход кокса при крекинге.
Значительное улучшение показателей каталитического крекинга достигается с помощью предварительной гидроочистки сырья и рисайкла. При этом наряду с увеличением степени превращения сырья и выхода бензина резко снижается' содержание серы в бензине и оксидов серы в отходящих газах (табл. V.1), что особенно важно в условиях ужесточения норм по охране окружающей среды. Несмотря на некоторое удорожание, процесса ККФ, предварительная гидроочистка находит все большее распространение. В 1977 г. в США '13% мощностей ККФ работало на гидроочищенном сырье против 8% в 1974 г. Однако предварительная гидроочистка может приводить к снижению выхода кокса прн крекинге и нарушению теплового баланса процесса, что потребует дополнительного подогрева сырья.
Проведенные усовершенствования процесса ККФ способствовали увеличению выхода бензина и кокса (рис. V.7, V.'S). В настоящее время выход 1 бензина на установках ККФ с лифт-реактором при использовании современ- ■ ных цеолитсодержащих катализаторов (без гидроочистки) может достигать j на благоприятном сырье 70% (об.), а вместе с потенциальным алкилатом— , 114% (об.) (табл. V.2), о.ч.и. (без ТЭС) бензинов каталитического крекинга j обычно составляет 88^-93, Однако при необходимости октановую характеристику можно улучшить за счет ужесточения режима процесса (табл. V. 3).
За счет гидроочистки сырья и циркулирующих газойлей выход бензине при ККФ можно довести до 78% (об.). Предполагают, что теоретически, достижимый предельный выход бензина при ККФ составляет 85% (об.). Сл^-
Рис. V.7. Влияние различных усовершенствований процесса ККФ на выход бензина (Сб—221 °C):
— аморфный катализатор; 2 — цеолитсодержащий катализатор первых выпусков; 3 — цеолитсодержащий катализатор выпуска 1974 г.; 4 — лифт-реактор; 5 — гидро* очистка сырья, 35,7 нм3 Нг/м3; 6 — то же, 82 нм3 Н2/м3; 7 — гидроочистка циркулирующего газойля (плотность сырья 0,9123, температура выкипания 50% 414 °C, содержание серы 0,78%, азота — 0,19%, выход кокса прн крекинге 6% масс.)
Рис. V.8. Влияние различных усовершенствований процесса ККФ на степень превращения и выход кокса:
/ — алюмосиликатный катализатор низкой активности; 2 — алюмосиликатный катализатор высокой активности; 3 — цеолитсодержащие катализаторы и лифт-реактор: 4 — новейшие цеолитсодержащие катализаторы н лифт-реактор; 5 — ультракат-регенерация. Постоянная производительность воздуходувки показана пунктиром
довательно, дальнейшие возможности процесса в отношении увеличения выхода бензина весьма ограничены.
В настоящее время фирмами «Филтрол» и «Дэвисон» (США) разработаны катализаторы ККФ, позволяющие на 2—4 пункта повысить октановые числа бензинов. Фирмой «Амоко ойл» созданы специальные добавки для связывания оксидов серы в регенераторе, которые входят в состав цеолитсо- держащих катализаторов и не влияют на их активность и селективность. Образующиеся на катализаторах серосодержащие соединения при попадании в реактор разлагаются с образованием H2S и исходных добавок. Поскольку количество образующегося H2S весьма незначительно (около 3% от обычно образующегося при крекинге), для его удаления можно использовать имеющуюся этаноламинную очистку. Указанный способ позволяет уменьшить выбросы оксидов серы на 80—90%.
Повышение прочности и износоустойчивости катализатора (в частности, за счет его утяжеления путем увеличения в матрице доли А12О3 и улучшения формы), а также совершенствование конструкции и материалов узлов максимального абразивного износа (лифт-реактор, задвижки, устройства для отделения катализатора от продуктов крекинга) н применение специальных * покрытий способствуют увеличению сроков службы катализаторов и оборудования. В США, например, в результате различных усовершенствований в данной области средний расход катализатора на установках ККФ составляет 0,5 кг/т сырья, лучший — 0,17—0,25 кг/т, а межремонтный пробег установок может достигать шести лет.
Экономическая эффективность процесса ККФ значительно повысилась с внедрением систем утилизации энергии. Избыточная энергия процесса ККФ складывается из тепла и давления дымовых газов, а также тепла сгорания СО в СО2. ' Для утилизации применяют выносные котлы дожита СОЛ которые используют только тепло сгорания СО и часть тепла дымовых газов.
Системы утилизации энергии с применением турбодетандеров позволяют полностью улавливать энергию отходящих газов. В зависимости от способа регенерации турбодетандер можно использовать по следующей схеме: реге- • нератор — трехступенчатая система отделения катализатора — турбодетан- Дер — котел дожига СО (в случае ВТР котел дожига СО отсутствует). В настоящее время на установках ККФ давление регенерации и, следовательно, отходящих газов повышают до 0,3 МПа и более, вследствие чего использование турбодетандеров приобретает особенно большое значение. Сис-’ темы утилизации энергии с турбодетандером применяют сейчас на 23 действующих и строящихся установках.
Утилизированная в турбодетандере энергия обычно служит для привода в°здуходувки. При использовании турбодетандеров во избежание быстрого эрозионного износа оборудования дымовые газы тщательно очищают от Катализаторной пыли. Размер оставшихся в газах частиц не должен превы- пщть Ю мкм. Для этого помимо двухступенчатых циклонов в регенераторе Исп°льзуют вне регенератора третью ступень пылеотделения. Наиболее эф- Ф^ктивно применение на третьей ступени пылеотделителя специальной кон- СтРУкции, так называемого шелл-сепаратора. Поскольку шелл-сепаратор и тУрбодетандеры рассчитаны на работу при температуре до 675.°C, дымовые Газы ВТР с полным дожигом СО предварительно охлаждают в паровом
котле, теплообменниках или впрыскиванием воды. Паровой котел и теплообменники полностью утилизируют тепло дымовых газов, однако онн дороги, быстро засоряются и в ннх теряется часть энергии, которую можно было бы выделить в турбодетандере. Прямое охлаждение водой относительно просто и дешево, но не позволяет рекуперировать тепло, затраченное на испарение воды.
В настоящее время разрабатываются турбодетандеры и шелл-сепараторы, которые смогут в течение длительного времени выдерживать нагрев до 760 °C. Это позволит отказаться от промежуточного охлаждения дымовых газов. Межремонтный пробег современных систем рекуперации энергии достигает более двух лет, что приближается к среднему межремонтному пробегу установок ККФ (2—3 года).
Одним из важнейших направлений развития современной нефтеперерабатывающей промышленности является глубокая переработка нефтяных остатков. До последнего времени для этого использовали почти исключительно термические (замедленное коксование, флекенкокинг и др.) и гндрогениза- ционные процессы. Однако сегодня в качестве одного из наиболее эффективных способов превращения нефтяных остатков в светлые нефтепродукты рассматривают также процесс ККФ.
На 1 октября 1980 г. в США на 24 установках ККФ дистиллятного сырья перерабатывали смеси газойля с мазутом или гудроном. Доля последних иногда достигала -80%, но, как правило, не превышала 30%. Прн этом оцениваемая по степени превращения равновесная активность катализаторов (60—73% об.) была близка к средней активности катализаторов по всем установкам ККФ в США (69,6% (табл. V. 4), а расход катализатора был лишь в два раза выше среднего (0,5 кг/т). В общем случае доля остатков в сырье ККФ зависит от их качества (коксуемость, содержание металлов), а также от мощности компрессорного хозяйства, производительности регенератора по выжигу кокса, предельно допустимых температур в регенераторе и т. д.
К числу важнейших преимуществ, которые дает переработка остатков с помощью ККФ, относится возможность прн сравнительно (например, с гидрокрекингом) небольших эксплуатационных расходах практически полностью переработать сырье.в дистиллятные продукты (значительную долю которых составляет бензин) и газ (табл. V. 5). Кроме того, при ККФ остатков образуется повышенное количество кокса, н тепло, выделяющееся прн его сгорании в регенераторе и утилизируемое в виде водяного пара среднего давления, не только покрывает потребность установки ККФ в паре, но н в значительной степени может удовлетворить потребности в паре всего НПЗ. В этом смысле ККФ остатков можно рассматривать как энерготехнологическии процесс. Наконец, переработка в процессе ККФ мазута позволяет исключить вакуумную перегонку, что дает дополнительный выигрыш в энергии.
Однако осуществление ККФ остатков связано с большими трудностями, преодоление которых стало возможным только в самые последние годы благодаря значительным усовершенствованиям технологии этого процесса.
Наибольшие трудности прн ККФ остатков вызывают высокие коксуемость и содержание металлов, главным образом никеля н ванадия (находя щихся в сырье преимущественно в виде порфириновых комплексов), также натрия, вызывающих отравление катализатора. Никель и ванадии,
также железо и медь, отлагаясь на катализаторе, уменьшают его селективность, способствуют развитию реакций дегидрогенизации, повышающих выход сухого газа и кокса. Помимо этого при высоком содержании ванадия (обычно более 0,5% масс.) он образует легкоплавкую эвтектику с алюмосиликатом, что приводит к оплавлению частиц катализатора и резкому уменьшению его поверхности и активности. Ионы Na+ дезактивируют кислотные центры катализатора и способствуют спеканию его поверхности, а также отравляют промоторы дожнга СО и резко снижают способность катализаторов, в том числе и содержащих специальные добавки, к связыванию оксидов серы в регенераторе. Предельно допустимое содержание натрия в равновесном катализаторе зависит от природы сырья и катализатора, но, как правило, не должно превышать 1%.
При переработке остаточного сырья с высоким содержанием тяжелых металлов для поддержания необходимого уровня равновесной активности катализатора требуется резко увеличить расход свежего катализатора по сравнению с обычным дистиллятным сырьем (см. табл. V. 5). Хотя прн
современном уровне цен на сырье стоимость катализатора не играет столь большой роли в экономике процесса, как раньше, чрезмерно высокий расход свежего катализатора обычно приводит к тому, что работа установок ККФ становится нерентабельной. Полагают, что благоприятное остаточное сырье — мазуты с содержанием ванадия до 5 мг / кг и коксуемостью по Конрадсону ниже 5% (масс.) —можно перерабатывать на обычных установках ККФ. При
этом расход, свежего катализатора увеличивается в допустимых пределах.
Прн переработке остатков с более высокими коксуемостью до 10% (масс.) и содержанием ванадий до 30 мг/кг расход обычного катализатора становится чрезмерно большим. В этом случае для поддержания необходимого уровня активности равновесного катализатора применяют специальные пассивирующие добавки к сырью на основе сурьмы нли олова, препятствующие отравлению катализатора тяжелыми металлами, или используют специальные катализаторы с повышенной устойчивостью к отравлению тяжелыми металлами, удельный расход которых в несколько раз ниже, чем обычных катализаторов ККФ.
Такне катализаторы разработаны в последние годы рядом зарубежных фирм. Некоторые нз них, например GRZ-1 (фирмы «Дэвисон») илн F-89 (фирмы «Фнлтрол») проявляют высокую активность прн содержании тяжелых металлов в равновесном катализаторе даже до 2%. Но обычно новые катализаторы имеют емкость по тяжелым металлам 2000 мг/кг №+6000 мг/ /кг V. Повышенная устойчивость этих катализаторов к отравлению тяжелыми Металламн достигается в результате увеличения содержания высокостабиль- н°го цеолита, уменьшения удельной поверхности, оптимизации химической природы (повышение доли А12О3, введение добавок ZrO2, создание алюмо- Ф°сфатных и магнийалюмофосфатных матриц) и пористой структуры (уве- па/ИИе Доли крупных >100 А/ пор) матрицы, а также введения в ее состав об сивирующих добавок некоторых металлов (например, сурьмы, висмута), значиУЮЩИХ ° никелем н ванаДнем структуры типа шпинели, которые катал™1*110 МСНее актнвны в Реакциях дегидрогенизации. Стоимость новых изаторов заметно выше, чем современных катализаторов ККФ.
пРомытпУСТ ТЗКЖе отметить' что д0 настоящего времени не удалось создать енных катализаторов с повышенной устойчивостью к отравлению
натрием, хотя недавно появилось сообщение о первых положительных результатах такого рода.
Несмотря на все перечисленные выше достижения в области ККФ остатков, непосредственная переработка остатков с коксуемостью выше 10% (масс.) и содержанием металлов более 30 мг/кг, как правило, нерентабельна. В этом случае требуется предварительная их подготовка.
Один из наиболее распространенных методов подготовки остатков — деасфальтизация. Однако выход деасфальтизата резко уменьшается при улучшении его кач^гтва. Например, при деасфальтизации бутаном гудрона легкой аравийской нефти с содержанием №+V 80 мг/кг и коксуемостью 16,4% (масс.) выход деасфальтизата с содержанием Ni+V 14 мг/кг и коксуемостью 7,1% (масс.) составляет 81%, а с содержанием Ni+V 6 мг/кг и коксуемостью 3,6% (масс.) — всего 66%. При этом образуется значительное количество трудно утилизируемого асфальтита.
В настоящее время особое внимание привлекают гидрогенизационные методы подготовки остатков, при которых достигается высокий выход сырья для ККФ с низким содержанием металлов, серы и небольшой коксуемостью. В качестве побочных продуктов образуются бензин и средние дистилляты (табл. V. 6). Наиболее проработаны варианты комбинированных процессов гидрообессеривание остатков+ККФ фирм «Галф», «Юнион ойл», «Келлог» (строятся мощные промышленные установки) н «Мобил» (действует пилотная установка). Недавно появилось сообщение о разработке процесса гидродеметаллизации (гидрокрекинг в мягком режиме) остатков, обеспечивающего высокий выход сырья для ККФ с одновременным получением значительных количеств бензина.
Поскольку ни один из названных процессов не обладает абсолютными достоинствами, выбор оптимального процесса подготовки остаточного сырья для ККФ на каждом НПЗ осуществляется в зависимости от конкретных условий работы.
Первая промышленная установка ККФ, предназначенная специально для крекинга остатков, мощностью 1 млн. т/год была пущена в начале 60-х годов на НПЗ фирмы «Филлипс» в г. Боргере (США). Установка, в основу которой положен процесс «Эйч-О-Си» фирмы «Келлог», в целом аналогична установкам ККФ с лифт-реактором для дистиллятного сырья, но отличается от них наличием паровых змеевиков в регенераторе. В последнее время на этой установке перерабатывали мазут, в котором содержание никеля обычно составляло 8 мг/кг, ванадия — 12 мг/кг. Содержание их в равновесном катализаторе составляло 3000—5000 и 6000—9000 мг/кг соответственно. Для подавления отравляющего действия этих металлов в сырье вводили пассивирующую добавку на основе сурьмы в таком количестве, чтобы содержание сурьмы в катализаторе достигало 0,09—0,15% (масс.).
В последнее время появились сообщения о разработке процесса ККФ, предназначенного специально для переработки остатков, японскими фирмами, а также о создании процесса крекинга мазута RCC (совместно фирмами «Ашленд ойл» и ЮОП) с предварительной адсорбционной термодеасфальтизацией мазута, которая осуществляется в системе с лифт-реактором и регенератором, по конструкции напоминающей установку ККФ (процесс ART фирмы «Энгельхард»). Выход бензина с к. к. 195 °C в комбинированном процессе ART/RCC при переработке мазута с коксуемостью (по Рамсботтому)
Таблица V.L Влияние предварительной гидроочистки сырья* на состав продуктов ККФ
Сырье
Показатели, % (масс.)
неочищенное
гидроочищенное
при 31 6 °C
при 360 °C
Степень превращения Выход продуктов на сырье
65,2
69,6
72,8
Нг
0,046
0,047
0,04
СНд
0,39
0,32
0,25
С2Нб
0,36
0,29
0,23
С2Н^
0,40
0,38
0,36
СзНд
С3Н6
бутаны
бутены
изобутан
дебутанизированный бензин циркулирующий газойль (легкий-[-
-(-тяжелый)
0,84
2,54
0,70
2,50
3,44
50,43
34,82
0,84
2,68
0,79
2,53
3,79
55,45
0,85
2,73 0,89
2,50 4,20
58,62
30 Л2
27,17
кокс
Содержание
3,54
2,48
2,17
серы в бензине
0,12
-
0,003
серы в коксе
1,5
0,05
диоксида серы в газах регенерации, % (об.)
0,1
—
0,003—0,004
ипе ^рыТзгЧ^мас™^^ ” КрекиНГ"газойлей’ плотность 0,912, к. к. 455 °C, содержа-
Таблица V.2. Выход продуктов при ККФ с лифт-реактором
урежим максимального выхода бензина)
Смесь Кувейт-
Мидконтинент- ский газойль
Южно-Луи-
ского остатка
>350 °C с
,Показатели
зианский ГДТТ
деасфальтиза-
прямой гонки
(процесс фирмы ЮОП)
том (процесс флексийрекинг фирмы «Экс-
и коксования (процесс фирмы
сон»)
«Галф»)
Плотность, Р^’^
0,886
0,920
0,915
Коксуемость по Конрадсону, % (масс.)
0,2
0,5
418
Температура отгона 50%, °C
—
488
Степень превращения, % (об ) Выход, % (об.)
90
85 -
78,5
дебутанизированный бензин
70,5
70,0*
64,0* 21,5 17,8**
9 §***
2’б
5,0
80,5
91,5
циркулирующие газойли
10,0
15
бутилены
9,5
15**
пропилен
9,5
С2 и легче, % (масс.) кокс, % (масс.)
3,0
4
5,5
5
X* ч- м. (без ТЭС)4* ч. и. (без ТЭС)4*
81,0
92,0
Потенциальный выход крекинг-бензина
114,8
Алкилата (517 мм рт. ст.), % (об.)
^ощность установки, млн. т/год
2,6
2,2
70,5
Капиталовложения, млн. долл.
—
215*
- * К. к. 221 °с. ** 2С4. *** 2Сз. 4* 5 в блок ККФ.
Давление насыщенных паров 310 мм рт. ст.
6,7% (масс.) и содержанием Ni+V '69 мг/кг, Na 14 мг/кг достигает 49% .(об.),
По мере увеличения доли тяжелых нефтей в общем объеме мировой добычи и переработки нефти проблема превращения нефтяных остатков в светлые нефтепродукты будет с каждым годом обостряться. Можно предположить, что использование процесса ККФ для переработки остатков уже в близкой перспективе получит широкое распространение. Например, в США до 1983 г. предполагалось ввести в строй пять установок ККФ остатков мощностью от 0,16 до 2,8 млн. т/год, в том числе иа двух установках предусмотрена предварительная деасфальтизация (растворителем) сырья (гудрона), иа двух — предварительное гидрообессеривание сырья (мазута) и на одной — предварительная адсорбционная деасфальтизация сырья (процесс ART/RCC).
Таблица V.3. Выход продуктов при жестком режиме ККФ с лифт-реактором (процесс фирмы Ю0П), плотность сырья 0,921, содержание серы 2,86 %
Показатели
Кувейтский вакуумный газойль
।Степень превращения, % (об.)
Выход, % (масс.)
H2S
с2
С3
с4
бензин (С5—90% выкипает при 193 °C при разгонке по ASTM) легкий газойль тяжелый газойль
кокс
О. ч. м. (без ТЭС)
О. ч. и. (без ТЭС)
Содержание серы, % (масс.)
85
1,45
6,60
10,40
13,60
44,20 (52,6)
10,25 (9,5)
6,70 (5,5)
6,80
83,0
95,5
0,4
Примечание. В скобках — в % (об.).
Таблица V.4. Показатели работы установок ККФ сырья, содержащего нефтяные остатки (США)
Остаток
Показатели
мазут
гудрон
Число установок
Плотность, Р*5’5
Коксуемость по Конрадсону, %
(масс.)
Содержание, мг/кг
никеля
ванадия
Расход катализатора, кг/м3
То же, в среднем
Степень превращения, % (об.)
16 0,9279* 1,7—4
0,5—8 0,3—1,3
0,68—1,87 0,98 60—73
8 1,0100—0,9465 10—20
1,5—50
1,5—150
0,34—2,04 1,18 60—73
* В среднем.
по
Таблица V.5. Типичные выходы продуктов при ККФ мазута
Показатели
Мазут гач-саранской нефти
Легкая аравийская нефть
мазут
вакуумный газойль (н. к.
343 °C)
прямогонный
гидрообес- сереиный
Плотность Р15’5
Содержание серы, % (масс.) Содержание металлов, мг/кг Коксуемость по Конрадсону, % (масс. Степень превращения," % (об.) Расход катализатора/кг/м3 Выход, % (об.)
дебутанизированного бензина с к. к. 204 °C
фракции С4
фракции С3
к циркулирующего газойля
И осветленного шлама
Ц .кокса*
R газов С2 и легче (включая сероводород)*
* В % (масс.). ** ,Оценка.
Таблица V.6. Показатели различных для последующей переработки ККФ
0,9590
2,6
170
9,4
47,1
5,7
- 27,6
5,8
5,9
47,3
5,6
15,5
4,1
методов пос
0,9497
2,9
36
7,5
81,5
2,6
55,1
17,0
9,8
13,0
5,5
16,1
4,1
Потовки о
0,9279
1,0
10
6,2
82,9
0,9
58,1
17,7
10,4
12,2
4,5
13,4
3,3
статочногс
0,9218
1,5
<0,5** 0,3
75,0 0,3
65,2
12,9
7,5 25,0
5,0 2,9
? сырья
Показатели
Деасфальтизация
Гидрообессеривание
Гидродеметаллизация (легкий гидрокрекинг)
пропаном
бутаном
процесс фирмы «Галф»
процесс фирмы «Юниои ОЙЛ»
Нефть
Продукт
Выход продукта, % (масс.) (н. к., °C)
Плотность Р15#5
Содержание металлов, (Ni+V), мг/кг
Коксуемость по Конрадсону, % (масс.)
Содержание серы, % (масс.)
* в % (об.).
В % (об.). Кроме тог 204—343 °C.
*** Кроме того, образует
Примечание — в чи ^Укта.
Аравийска
Гущ 45,0
. 0,969 0,899
- 80,0 2,5 16,4
1,6 4,0
2.5
о, образуете СЯ 11,1% (М2 слителе пок
я легкая
он
81,0
0,969 0,937 80,0 14,0
16,4
Аляскинская
100,7* (191)
41,5
1,5
Смесь иранской тяжелой и аравийской легкой Мазут 85,2** (343)
0,950
0,931 75,0 .
25,0
7,8
3,6 2,8 ол
и 14,6 % (об аменателе — це
Гач-са- ранская
83,2*** (221)
0,959
0,908
166,0
8,0 9,4 3,5 2,6
1,6
.) фракции
левого про-
7,1
4,0
1,5 0,1
)б.) бензин на.
ЛрЬЯ, в зн
3,5
Я 0,9 % (< ее.) бенз! азатели с
ГИДРОКРЕКИНГ
Гидрокрекинг (ГК) нефтяных дистиллятов и остатков с целью получения светлых нефтепродуктов является относительно новым деструктивным процессом переработки нефти. Первая установка ГК вакуумного газойля была пущена в 1959 г. в США. В последующее десятилетие этот процесс получил широкое распространение, прежде всего в США (рис. V.9).
Основное достоинство ГК — возможность переработки как дистиллятного (в том числе самого неблагоприятного, например, содержащего значительные количества ароматических соединений, азота и серы), так и остаточного сырья с получением 100% (масс.) и "более высококачественных продуктов: сжиженных газов, высокооктановых бензинов, низкозастывающего дизельного и реактивного топлива. ГК — единственный вторичный процесс нефтепереработки, позволяющий заметно расширить ресурсы реактивного топлива.
Большинство процессов ГК рассчитано на переработку дистиллятного сырья (тяжелые атмосферные и, вакуумные газойли, газойли крекинга и коксования, деасфальтизаты). К наиболее известным процессам ГК относятся юникрекинг (фирма «Юнион ойл», 29), юнибон (ЮОП, 8), изокрекинг («Шеврон рисеч», 24), хайкрекинг («Экссон рисеч», 25), Гудри-Галф («Галф рисеч», 4), ультракрекинг («Стандарт ойл», 1), БАСФ—ФИН (БАСФ и Французский институт нефти, 1), БП («Бритиш Петролеум», 1).
ГК характеризуется высокой селективностью и гибкостью: при незначительном изменении условий процесса существенно изменяется характер продуктов. Например, в процессе юникрекинг на одном н том же катализаторе можно получать максимальные количества различных целевых продуктов (от бензина до печного топлива) только путем изменения условий фракционирования, температуры реакции (в пределах шести градусов) и производительности (табл. V. 7).
Для получения максимального количества реактивного или дизельного топлива обычно используют одноступенчатую схему ГК (рис. V. 10). По мере ухудшения качества сырья снижаются качество продуктов и избирательность процесса. При этом для поддержания постоянной степени превращения повышают температуру реакции. В случае дальнейшего ухудшения качества сырья применяют двухступенчатую схему (рис. V. 11).
При переработке сырья по двухступенчатой схеме выход дизельного или реактивного топлива меньше, чем при одноступенчатой (табл. V. 8). Одиако двухступенчатая схема обладает большей гибкостью, что позволяет перерабатывать дистиллятное сырье любого качества, а также почти без изменения производительности установки переходить от выработки максимального количества дизельного топлива к выработке максимального количества реактивного топлива. Для получения максимального количества бензина обычно используют двухступенчатую схему ГК. Однако в ряде случаев значительный выход бензина может быть достигнут и при одноступенчатой схеме с рециркуляцией остатка.
рис. V.9. Рост мощностей ГК:
у — США; 2 — весь капиталистический мир
Одно из основных направлений совершенствования ГК дистиллятного сырья — создание высокоэффективных стабильных, легко регенерируемых катализаторов. В настоящее время запатентованы н внедряются в промышленность многочисленные каталитические композиции, обладающие улучшенными эксплуатационными характеристиками. Наряду с модернизацией аморфных катализаторов наблюдается расширение применения в составе катализаторов ГК цеолитов.
Высокая концентрация сильнокислотных
центров при их достаточно равномерном распределении, а также возможность достижения высокой степени диспергирования металлов обусловили ряд
преимуществ цеолитных катализаторов ГК. Повышенная активность и стой
кость к отравляющему действию сероводорода и аммиака дает возможность снизить температуру и давление водорода в процессе ГК и получать бензин с более высоким октановым числом, а также гарантирует большую продол
жительность межрегенерационных пробегов даже при переработке сырья с
^ис. V.10. Одноступенчатая схема ГК:^ис. V.10. Одноступенчатая схема ГК:фактор; 2 — сепаратор высокого давления; 3 — сепаратор низкого давления; / ___ Фракционирующая колонна;pvm СЬ1чЬе* // — свежий водород; /// — рисайкл (факультативно); IV — рециркули- vih^ в°Дород; V — топливный газ; VI — фракция Сз—С<; VII — легкий бензин;11 —- тяжелый бензин; IX — газойльфактор; 2 — сепаратор высокого давления; 3 — сепаратор низкого давления; / ___ Фракционирующая колонна;pvm СЬ1чЬе* // — свежий водород; /// — рисайкл (факультативно); IV — рециркули- vih^ в°Дород; V — топливный газ; VI — фракция Сз—С<; VII — легкий бензин;11 —- тяжелый бензин; IX — газойльповышенной температурой кипения. Использование цеолитных катализаторов в процессах ГК, направленных на максимальное производство бензина, позволяет перейти от двухступенчатой схемы к квазиодноступенчатой, т. е. исключить стадию фракционирования после первой ступени (рис. V. 12).
^ис. V.10. Одноступенчатая схема ГК:
^ис. V.10. Одноступенчатая схема ГК:
фактор; 2 — сепаратор высокого давления; 3 — сепаратор низкого давления; / ___ Фракционирующая колонна;
pvm СЬ1чЬе* // — свежий водород; /// — рисайкл (факультативно); IV — рециркули- vih^ в°Дород; V — топливный газ; VI — фракция Сз—С<; VII — легкий бензин;
11 —- тяжелый бензин; IX — газойль
фактор; 2 — сепаратор высокого давления; 3 — сепаратор низкого давления; / ___ Фракционирующая колонна;
pvm СЬ1чЬе* // — свежий водород; /// — рисайкл (факультативно); IV — рециркули- vih^ в°Дород; V — топливный газ; VI — фракция Сз—С<; VII — легкий бензин;
11 —- тяжелый бензин; IX — газойль
Цеолитные катализаторы дают положительный эффект и в процессах ГК предназначенных для производства максимального количества средних дц' стиллятов. Но из-за высокой крекирующей активности катализаторов в дай, ном случае без дополнительных мер не удавалось достичь необходимой селективности. Однако в последнее время созданы цеолитсодержащие катализаторы, обеспечивающие максимальный выход средних дистиллятов, высокую гибкость и возможность проведения процессов в более мягком режиме.
Сравнительно новым направлением развития ГК является разработка процессов, нацеленных на получение нефтехимического сырья. Примером таких процессов может служить вариант процесса юникрекииг (фирма «Юнион ойл», США), предназначенный для производства нафты с повышенным содержанием соединений-предшественников бензол-толуол-ксилольной (ВТК) фракции. Для этого процесса создана серия катализаторов, в том числе цео- -литсодержащих, обеспечивающих превращение полициклических углеводородов в моноциклические, что приводит к увеличению выхода нафты с повышенным содержанием ВТК фракции. Например, в результате ГК вакуумного газойля (ВГО) иранской нефти была получена нафта с содержанием предшественников ВТК фракции на 40% выше, чем в прямогонной нафте.
Фирмой «Линде» (ФРГ) создан вариант ГК для производства сырья пиролиза из тяжелых дистиллятов. Сопутствующими продуктами являются обессеренные нафта и компоненты реактивных и дизельных топлив. Этот процесс осуществляется в мягких условиях (давление 8 МПа) при низком расходе водорода на специальных аморфных или цеолитных катализаторах, селективно расщепляющих полиароматические и гетероциклические соединения. При пиролизе облагороженного сырья выход олефинов соответствует выходам, достигаемым при переработке прямогонного бензина. Аналогичный процесс гидрооблагораживания тяжелых дистиллятов, предназначенных в качестве сырья пиролиза, недавно предложен фирмой БАСФ.
До последнего времени широкое внедрение ГК сдерживалось высокими капиталовложениями и эксплуатационными затратами, обусловленными необходимостью проведения процесса при высоком давлении и большим расходом водорода. В свя-
Рис. V.11. Двухступенчатая схема ГК:
1 — реактор первой ступени; 2 — печь 3 — сепараторы; 4 — реактор второй стУ' пени; -5 — фракционирующие колонну / — сырье; // — рециркулирующий воД^ род; III — свежий водород; IV — гид рогенизат после первой ступени; V —_т0 ливный газ; VI — пропаи; VII — бута ны; VIII — легкий бензин; IX — тЯ^я- лый бензии; X — рециркулирующий оста ток
Рис. V.12. Двухступенчатая схема ГК без промежуточного фракционирования продуктов:
/ 2 — реакторы; 3 — печь; 4 — сепаратор высокого давления; 5 — сепаратор низкого давления; 6 — фракционирующая колонна;
/ — сырье; // — свежий водород; /// — рисайкл; IV — рециркулирующий водород; у — топливный газ; VI — фракция С3—С4; VII — бензин; VIII — керосин
зи с этим интенсивно разрабатываются процессы легкого гидрокрекинга (ЛГК), которые позволяют при умеренном давлении (менее 10 МПа) получать достаточно высокий выход средних дистиллятов и значительное количество высококачественного сырья ККФ- Современные катализаторы ГК дают возможность реализовать этот процесс на обычных установках гидроочистки ВГО при их небольшой реконструкции. Дополнительным стимулом для создания процессов ЛГК служит увеличение спроса на дизельное топливо, д также наличие бездействующих или недогруженных установок гидроочистки ВГО, обусловленное наблюдающимся спадом производства в развитых ка-- питалистических странах.
Фирмой ЮОП, а также совместно с ФИН и фирмой БАСФ разработаны варианты ЛГК- Это одностадийные процессы, осуществляемые на промышленных катализаторах ГК, со средней степенью превращения сырья (до 50%) и низким расходом водорода. Высокая степень обессеривания и деазотирова- Ния остатка (н. к. 380 °C), образующегося в процессе ЛГК, позволяет использовать его в качестве высококачественного сырья ККФ. Комбинация Установок ЛГК и ККФ создает оптимальные предпосылки для получения высокооктанового бензина, значительного увеличения выхода и повышения качества дизельного топлива.
, ГК является одним из наиболее перспективных процессов деструктивной Переработки тяжелого дистиллятного и остаточного сырья. В последние годы Резко интенсифицируются работы по совершенствованию процессов ГК остат- Ков> -основанных на использовании реакторов со стационарным, кипящим или суспендированным слоем катализаторов.
Вследствие высокой скорости дезактивации катализаторов примесями, со-- ^Р^ащимися в остаточном сырье, прямой ГК на стационарном слое неэконо- мичец. Предотвратить снижение активности катализаторов ГК остатков мож^ н° Двумя путями.
Таблица V.7. Показатели процесса ГК прямогонного газойля* по одноступенчатой схеме (юникрекинг)
Показатели
Процессы получения максимального количества
бензина
топлива'
реактивного
дизельного
—
печного 1
Выход, % (об.)
Ci—С3 (в м3/м3) бутанов бензина
легкого тяжелого топлива
реактивного дизельного печного
Всего >С4
Расход водорода, нм3/м3
* Н. к. 316 °C, к. к. 540 ",* В скобках о. ч. п., сог *** В скобках — цетаиово
Таблица V.8. Показатели средних дистиллятов
18,4 14,5
31,7(100)**
78,9(84)**
125,1
354
°C, содержани держание ТЭС е число.
промышлен
13,1
8,3
17,2(95)** 28,0
64,4
117,9
335
е серы 2,9 % ( — 3 мл/л.
ного процесса
12,1
4,9
11,5
19,6
81,6(55)***
117,6
266
пасс.), азота —
ГК для
7,1
3,7.
11,8
13,8
87,4
116,7
241
820 мг/кг.
производства
•Показатели
Процесс получения максимального количества топлива
дизельного
реактивного
Мощность установки (процесс БАСФ— ФИН), млн. т/год Капиталовложения в блок ГК, млн. долл._
Сырье
плотность, р[®’5
н. к.—к. к., °C
Содержание
серы, % (масс.)
азота, мг/кг-
Выход, % (масс.) на сырье
H2S + NHg
Ci + C2
1
■ 38,3
0,905
1
38,3
0,894
/ 0,909* 282—494 350—550
2,75
0,909* 250—463 350—550
1,8
2,55* 940 695*
3,03
2,55*
1000
695*
2,03 _
2,20
0,40
2,20
1.47 .
0,58
0,60
Продолжение табл. V.8.
Показатели
Процесс получения максимального количества топлива
дизельного
реактивного
Сз + С»■
бензина
легкого
тяжелого
топлива
реактивного
дизельного
Итого
Расход водорода, м3/т
Реактивное топливо
плотность, pil’l
температура начала кристаллизации, °C
высота некоптящего пламени, мм
Дизельное топливо
плотность, р’5’5
цетановое число
температура застывания, °C
содержание серы, мг/кг
■—
1: Данные для газойля с температуре ** Широкая бензиновая фракция.
0,79
3,40
1,28
7,48
8,53**
12,44**
88,03
75,36
102,06
101,46
231
282
0,824
' 0,820
54
58
—18
—30
100
10
й выкипания 10 % 403
4,70
8,77
9,10 14,09 13,50
16,92
73,33
60,52
103,53 103,10
277
347
- ‘ 01788 0,795 —55
—60
27
25
С, к. к. 474 °C.
„ Примечание. В числителе — одноступенчатая схема, в знаменателе — двухсту- ченчатая.'
Таблица V.9. Процессы гидрокрекинга остатков
Процесс
Фирма, страна
Сырье
Слой катализатора
Условия работы
Каталитический
Эйч-ойл
«Хайдрокарбон рнсерч», США
Гудрон легкой аравийской нефти
Кипящий
Т 430—470е С
Р 10—20 МПа
Эл-сн-файнинг
«Луммус», «Снтн сервнз», США
Смесь гудрона тяжелой н легкой аравийской нефти
»
Т 430—470° С
Р 10—20 МПа
ВОС-юиибон
«ЮОП», США
Гудрон легкой аравийской нефти
Стационарный
—
АВС*
«Чиеда», Япония
Гудрон кувейтской нефти
»
Т 405=С
Р 14 МПа
Феба-комбикре- кинг
«Феба оль», ФРГ
Мазут из битума Атабаски
Суспендированный
Т 430—470°С
Р 22 МПа
К энмет
«Петрокэнада», Канада
Мазут ллойд- минстерекой нефти
»
Т 470°С
Р5—7 МПа
Аурабои
«ЮОП», США
Тяжелая бос- канская нефть
»
Т 400—425°С
Р 14—21 МПа
р
екаталитнческий
Гидровисбрекинг
«Лургн», ФРГ
Гудрон
—
Т 380—420 3С
Р 12—15 МПа
Донорно-соль- вантный процесс ДРБ*
«Галф», США
Гудрон тяжелой босканской нефти
—
Т 410—460сС Р 3,5—6,5 МПа
Днна-крекинг*
«Хайдрокарбон рисерч», США
Гудрон
Адсорбент
Т 540е С
Р 2,8 МПа
гидрокрекинг
-
5,2
18,3
26,0
38,2
10,7 (>524°С)
—
Промышленная технология
4,9 (NH3+H2S)
7,2 (Сх—Сд)
2,6
35,0
39,2
10,8 (>537°С)
—
То же
5,3
28,7
67,0
—
—
—
»
—
2,0
8,8
38,0
52,0 (деасфальтизат)
—
Демонстрационная установка
6,3(NH3+H2S) S.StCx-Cg)
20,2
45,1
16,5
—
—
Пилотная установка
■ 6,0
17,1
38,1
41,8
6,4
'3,8
Полупромышленная установка
2,0
1,5
1
8,1
41,8
43,4
2,4
Пилотная установка
гидрокрекинг
Степей
НИЯ
6(
ь превр гудрог 1-66%
аще- ia
*
—
То же
23,7
7,7
30,0
33,1
—
»
32,5
43,3
4,4
24,3
—
—
Полупромышленная установка
Первый путь заключается в эксплуатации .установок ГК в режимецИз. ких степеней превращения — варианты ЛГК. По аналогии с переработкой дистиллятного сырья ЛГК остатков можно осуществить на установках гидро, обессеривания (ГОС). Так, модификацией процесса ГОС является процесс ЛГК ВОС юнибон (фирма ЮОП, США), обеспечивающий превращение гудрона в дистиллятные фракции на 30—40% и его обессеривание н^ 70 80%. Фирмой «Келлог» (США) исследована модификация ЛГК, заключающаяся в избирательной конверсии смол тяжелого сырья, в результате которой образуется значительное количество легких дистиллятов и обессеренное сырье ККФ. Существуют различные варианты включения установок ЛГК остатков в общую схему НПЗ, обеспечивающие высокую гибкость в отношении производства моторных топлив, например ЛГК в сочетании с последующей деасфальтизацией илн термической обработкой. Такие комбинированные установки внедрены на некоторых зарубежных НПЗ. В частности, на заводе в г. Сасолбурге (ЮАР) функционирует установка, состоящая из двух последовательных секций: ЛГК юнибон -— ВОС-и термического крекинга.
Второй путь увеличения срока службы катализаторов ГК остатков в стационарном слое заключается в предварительном облагораживании сырья т - средством деасфальтизации растворителем, термической (коксование, висслю- кинг) нли гидрогенизацнонной (ГОС, ЛГК) обработки. Оптимальную комбинацию этих процессов в каждом случае определяют на основании детальны технико-экономических расчетов. В современной нефтеперерабатывающей п] мышленности наиболее широко используется сочетание ГК с предварителы- деасфальтизацией остатков растворителем. Значительные усилия исследова леи направлены на совершенствование процессов деасфальтизации и после; . ющей переработки деасфальтизата и асфальтита. Для утилизации последнег помимо традиционных способов (сжигание и парокислородная газификация,1 ФИН предложен новый способ — ГК асфальтита на гомогенном катализате ре, с помощью которого достигается высокая степень деметаллизации (90%) и конверсии (70—80%) асфальтенов.
Прн переработке остатков и тяжелых нефтей с содержанием металл г более 500 мг/кг деасфальтизация растворителем в качестве стадии подготовки сырья неэффективна. Поэтому создаются перспективные процессы каталитической гндродеасфальтизации и гидродеметаллизации. Фирмой «Чиёда кемикл эижиииринг» (Япония) разработан процесс эй-бн-сп, представляющий собой разновидность ГК и направленный на селективное расщепление асфальтенов. Для процесса создан широкопористый катализатор, обладающий очень высокой устойчивостью к отравлению металлами и обеспечивающий одновременно глубокую конверсию асфальтенов и деметаллизацию. В зависимости от спроса иа продукты предлагается несколько вариантов комбинации процесса эй-би-си: либо с последующей деметаллизацией растворителем, в результате которой получается деасфальтизат с минимальным содержанием металлов и асфальтенов, либо с процессом ГОС, либо с висбрекингом.
Аналогичный процесс каталитической гидродеметаллизации и деасфальтизации создан ФИН. Катализаторы этого процесса обладают уникальной стабильностью: их активность сохраняется при отложении металлов до 150%» что позволяет, не снижая производительности, увеличить срок службы катализатора в 3—5 раз.
Процесс аурабон фирмы ЮОП предназначен для гидродеметаллизацин и деасфальтизации тяжелого сырья. В этом процессе используют рециркулирующий гомогенный катализатор, содержащий сульфиды никеля и ванадия и позволяющий удалить около 95% асфальтенов и металлов из тяжелого сырья.
Процессы ГК в кипящем слое катализатора эйч-ойл фирмы «Хайдрокар- бон рисёрч» и эл-си-файнннг фирмы «Луммус» являются универсальными. Они позволяют переработать практически любое, в том числе самое неблагоприятное, сырье в качественные дистиллятные продукты. Эти процессы прямого ГК промышленно освоены, но из-за очень высоких капиталовложений не получили широкого распространения. Возможность обновления катализатора способствует достижению постоянных выходов продуктов и устраняет необходимость периодических остановок для выгрузки катализатора. Однако при извлечении катализатора в процессе вместе с отработанным катализатором уходит часть свежего, что дополнительно удорожает процесс. С повышением концентрации металлов в тяжелых остатках эксплуатационные издержки становятся чрезвычайно высокими. Поэтому в процессе эйч-ойл предлагается использовать защитный реактор, заполненный дешевым деметаллизи- рующим катализатором, в"котором удаляется часть отравляющих примесей.
Интересным решением проблемы снижения затрат на катализатор прямого ГК является разработка процессов, основанных на применении дешевых, не подлежащих регенерации катализаторов. Это процессы феба-эль-ку-крекинг и фебакомби-крекннг (ФРГ), а также кэнмет (Канада), осуществляемые в реакторах с суспендированным катализатором. Фирма «Феба оль> по аналогии с процессами гидрогенизационного ожижения угля предлагает процессы гидрооблагораживания нефтяных остатков, основанные на жидкофазном гидрировании н крекировании в присутствии дешевого катализатора одноразового использования или вообще без катализатора.
В процессе кэнмет в качестве катализатора используют измельченный уголь, пропитанный раствором сульфата железа или других солей. Катализатор обеспечивает высокую конверсию (при работе с рециркуляцией свыше 90%) тяжелых нефтей и остатков при низком давлении (5—7 МПа) и небольшом расходе водорода (менее 2% на сырье).
Таким образом, перспективными направлениями развития процессов ГК являются совершенствование аморфных и цеолитных катализаторов для ГК Дистиллятного сырья, разработка нефтехимических вариантов ГК и ЛГК дистиллятов и остатков, поиск оптимальных комбинаций ГК с другими вторичными процессами, создание процессов каталитической гидродеасфальтизацни
деметаллизации и процессов ГК на дешевых суспендированных катализаторах,
ТЕРМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ ПЕРЕРАБОТКИ ОСТАТКОВ
& последние годы за рубежом наряду с совершенствованием каталитических пРоцсссов деструктивной переработки остатков появился ряд разработок но- вых термических процессов, К ним, в частности, относятся процессы флексн- Кокинг (коксование в кипящем слое с последующей газификацией образующегося кокса), термический гидрокрекинг (дина-крекинг) и процесс юрека (ТеРмокрекинг с перегретым водяным паром).
Рис. V.13. Схема процесса флексикокинг фирмы «Экссон рисерч»:
1 — скруббер; 2 — реактор; 3 — отвеиватель; 4 — циклоны третьей ступени; 5 — нагреватель; 6 — скруббер Вентури; 7 — конвертор сероокиси углерода; 8 — абсорбер Стретфорда; 9 — газификатор;
/ — холодное свежее сырье, из резервуара; // — пар; /// — продукты на фракционирование; IV — коксовая мелочь; V — коксовая пульпа; VI — коксовый газ, VII — холодная вода; VIII — кислая вода; IX — смесь сырья и рисайкла; X — горячее свежее сырье из вакуумной колонны; XI — горячий кокс; XII — «продувочный» кокс, XIII — холодный кокс; XIV — сырье газификатора; XV — возврат кокса из газификатора; XVI — воздух
Флексикокинг (фирма «Экссон») позволяет вместо высокосернистого пылевидного кокса получать топливный газ, легко поддающийся сероочистке. В ходе процесса (рис. V13) горячее сырье вводят в реактор с кипящим слоем циркулирующего коксового теплоносителя, где оно подвергается термическому крекингу и образует пары продуктов реакции и кокс. Все продукты, кроме кокса, выводят из реактора в виде паров и подвергают закалочному охлаждению в скруббере, где улавливают механически увлеченные частицы кокса. Сконденсированные тяжелые фракции коксования (>510 °C) возвращают в реактор как циркулирующий поток вместе с остаточной коксовой пылью и мелочью. Более легкие фракции выводят с верха* скруббера и направляют на фракционирование.
Кокс из реактора поступает в нагреватель, где выделяются летучие, образующие легкий углеводородный газ. Циркулирующий горячий кокс из нагревателя возвращают в реактор, а основной поток кокса направляют в газификатор. Здесь 95% и более кокса газифицируется в присутствии водяного пара и воздуха (или кислорода) при повышенной температуре, причем горячий коксовый газ н часть горячего кокса из газификатора возвращаются в нагреватель, где они отдают свое тепло коксу, циркулирующему через реактор.
Процесс может быть использован для переработки остаточного сырья любого качества, включая нефть из битуминозных песков, с получением Д° 99% (масс.) дистиллятных продуктов и газов.
Первая промышленная установка по процессу флексикокинг мощностью | млн. т/год была пущена в 1976 г. в Японии (табл. V. 10, V. 11). Аналогичная установка мощностью 2,6 млн. т/год с 1982 г. действует в Венесуэле. Строится установка мощностью 3-' млн. т/год в Нидерландах, причем капиталовложения в эту установку могут превысить 1 млрд. долл. Как правило, процесс флексикокинг экономически может быть оправдан лишь в тех случаях, когда есть потребители низкокалорийного топливного газа.
‘ В последние годы технология процесса флексикокинг получила дальнейшее развитие. В схему установки был включен второй реактор газификации. При этом в первом реакторе происходит частичное окисление кокса воздухом, во втором — под действием водяного пара образуется синтез-газ, содержание водорода в котором может вдвое превосходить количество водорода, необходимого для гидрообессеривания жидких продуктов, коксования.
В связи с ростом потребностей в малосернистом коксе, с одной стороны, и неуклонным повышением доли сернистых нефтей в общем объеме добычи и переработки нефти, с другой, был разработан ряд процессов, сочетающих предварительное гидрообессеривание остатков и коксование. Благодаря гидрообессериванию возрастает выход и значительно улучшается качество дистиллятных продуктов (табл. V. 12), а также удается получить малосернистый кокс, который можно использовать как электродный (его цена в несколько раз превышает цену на высокосернистый кокс).
Процесс дина-крекинг (фирма «Хайдрокарбон рисёрч») позволяет перерабатывать разнообразное остаточное сырье с высокой коксуемостью и большим содержанием металлов, азота н серы. В этом процессе (испытан на пилотной установке, строится полупромышленная установка мощностью 250 тыс. т/год) горячее сырье вводят в верхнюю часть вертикального трубчатого реактора, где оно крекируется в кипящем слое инертного теплоносителя (товарный адсорбент) в присутствии водородсодержащего газа. Образующиеся дистиллятные продукты частично или полностью могут быть направлены на рециркуляцию (табл. V. 13). Выделяющийся кокс осаждается на частичках носителя, которые непрерывно опускаются вниз, и, пройдя отпарную зону, поступают в нижнюю часть реактора. В ней происходит газификация кокса парокислородной смесью с образованием водородсодержащего газа, поток которого поднимается вверх. При этом, двигаясь через- отпарную зону, газ отпаривает с поверхности носителя адсорбированные углеводороды,, а затем поступает в верхнюю часть реактора, поставляв необходимый для реакции водород. Частички носителя после выжига кокса в зоне газификации через транспортную трубу, расположенную в центре реактора, пневмотранспортом (паром или топливным газом, образующимся в процессе) подают в зону реакции. Состав продуктов процесса дина-крекинг зависит от количества ри- сайкла (табл. V. 14) и температуры в зонах гидрокрекинга (табл. V. 15) и газификации. В зависимости от набора продуктов температуру в зоне гидрокрекинга изменяют от 496 (почти полностью жидкие продукты) До 760 °C (преимущественно газ), а в зоне газификации — от 927 до 1038 РС.
Для процесса дина-крекинг характерно высокое содержание бензина Р жидких продуктах, причем рециркуляция дистиллятов дополнительно увелц. чивает выход бензина. С повышением коэффициента рециркуляции до 0,5 вЬь ход бензина резко возрастает, а при дальнейшем его повышении увеличивает- ся незначительно. В зависимости от потребности в бензине и средних дистил, лятах в качестве рисайкла можно использовать фракцию выше 204 °C или ее часть.
Оптимальное давление для получения максимального количества жидких продуктов — 2,8 МПа, топливного газа — 4,2 МПа. Парциальное давление водорода составляет 0,88—1,05 МПа. При этом происходит заметное гидр0. обессеривание (в зависимости от сырья на 30—65%) и гидрирование диенов. Выход кокса в процессе дина-крекинг в отлнчие от других процессов переработки остатков очень мал и составляет 75—100% от коксуемости сырья. Вероятно, высокий выход жидких продуктов и низкий выход кокса при относительно небольшом давлении водорода обусловлен существованием в з-ж гидрокрекинга атомарного водорода.
Термокрекинг гудронов с перегретым водяным паром (процесс юрж фирм «Чиёда» и «Куреха», Япония) представляет собой полупериодическш; процесс (рис. V. 14), в котором сырье вместе с рециркулятом, нагретое в печи до 500 °C (для предотвращения быстрого закоксовывания печи использую: многоходовые змеевики и повышенные скорости движения сырья), поступав в реакторный блок. Последний состоит из двух реакторов: один заполняется сырьем, а через другой с помощью крана-переключателя пропускают перегретый до 600 °C водяной пар, в результате ч'его происходит термокрекинг сырья.
Газообразные и жидкие продукты термокрекинга вместе с водяным паром выносятся нз реактора и направляются на фракционирование. Таким образом, образующиеся при крекинге дистиллятные фракции не претерпевают дальнейшего превращения. Непрерывное удаление дистиллятных фракции спа-
Рис. V.14. Схема процесса термокрекинга гудрона с перегретым водяным паром фирмы «Куреха»:
J — сырьевая печь; 2 — реакторы; 3 — фракционирующая колонна; 4 — псрегревате.^ "водяного пара; 5 — колонна отпарки стоков; 6 — транспортер-рыхлитель:
I — сырье (гудрон); II — пар; III — Нг; IV —- топливный газ; V — газойль на ги^ роочнетку; VI — сточные воды на очистку; VII — тяжелый газойль на гидрообессер вание; VIII — пек; IX — вода
блица V.10. Показатели промышленной установки флексикокинг
Чинностью 1 млн. т/год
Данные
Показатели
средние шестидневного опытного пробега
проектные
расход сырья, м3/сут
Плотность сырья, Pi5;5
Коксуемость по Конрадсону, % (масс.)
Удержание серы в сырье, %
Выход
С2, % (масс.)
С3, % (масс.)
С4, % (масс.)
С5-182°С
182-510 °C, % (об.)
кокса, т/сут
общего
газифицированного
продувочного**
коксового газа, м3 мазутных эквивалентов
3244 . 1,032
-22,3-
5,0
6,0
2,1
2,2
19,5
49,3
965,3
934,4(96,9)* 30,9 23000
3387 1,038 22,7
4,3
6,8
3,2
2,1
16,2
50,4
1021,5
928,1(90,0)* 93,4
21200
** В продувочном коксе концентрируется более 99 % металлов, содержащихся в исходном сырье.
Таблица V.11. Характеристика основных продуктов процесса
Флексикокинг после очистки:
Показатели
Данные
проектные
опытные
(промышлен ней установки )
Сырье
ПЛОТНОСТЬ, Pi 5 5
коксуемость по К0нРаДс0нУ,
% (масс.)
содержание серы, % (масс.)
Продукты
бензин
бромное число
содержание, % (масс.)
серы
азота
газойль коксования
содержание,% (масс.)
- серы азота коксовый газ содержание, % (об.)
сероводорода
серооксида углерода
низшая теплотворная способность, МДж/м3
1,038
22,7
4,3
1*
0,01*(3,5) 0,001*
0,1*(5,3**)
0,13*
0,002***
0,0142***
4,8
1,032
22,3
5,0
0,4*
0,00026* 0,00003*
0,05*
0,03*
0,000В* - 0,01344*
4,2
** После гидроочистки, В скобках — данные до очистки.
*** После1 конвертора серооксида углерода и очистки на yCT2H0BKertCT^Jfp^ гп h 4* Конвертор серооксида углерода не работал; при его работе концентрац ю СО МО*НО было бы сннзитьна 50—80 %.
Таблица V.12. Влияние предварительного гидрообессеривания «RCD Юнибон» мазута легкой аравийской нефти на выход и качество продуктов коксования
(расчет для установки мощностью 2,5 млн. т'год)
Выход продуктов, % (масс.)
Коксование
Ги дрооб е с с ер Иван, сырья+коксованщ;
H2S
■0,3
3,0
С4
8,7
7,6 .
С5—204°С (бензин)
16,3(0,8)
14,7(0,1)
204—343°С (дизельное топливо)
29,7*(1,8)
25,2*(0,2)
>343°С (тяжелый газойль)
29,3(2,8)
40,8(0,25)
Кокс
16,0(4,5)
9,6(1,3)
* Процесс проводят не в режиме получения максимального количества дизельного топлива, при котором выход фракции 204—343 °C можно значительно увеличить за счет уменьшения выхода тяжелого газойля коксования.
Примечание. В скобках — содержание серы, % (масс.).
Таблица VJ3. Влияние рециркуляции на выход продуктов в процессе дина-крекинг.
Выход продуктов, % (об.)
Бёз рециркуляции
С рециркуляцией
12—17
11 — 19
Ci—204°С
28—45**
34—56**
204—371 °C
11—21***
5—31***
>371°С-
16—29
7—26
Кокс*
10—22
12—21
* Превращается в водород, оксид углерода и углекислый газ в нижней части pt- тора, в % (масс.).
Содержание серы 0.6—1,3 % (масс.).
*** То же, 2,9—4,5 % (масс.).~
Таблица V.14. Влияние состава рисайкла на выход продуктов в процессе дина-крекинг
Выход продуктов, % (об.)
Без рециркуляции
С рециркуляцией фракции*
204—371°С
294-4 8 2'6
13,7
14,2
17,3 •
С4—204°С
35,8
45,2
45,2
204—371 °C
20,8
15,0
22,5
>371°С
23,9
20,0
7,6
* Коэффициент рециркуляции 0,55—0,60.
Таблица V.15. Влияние температуры в зоне гидрокрекинга на распределение продуктов процесса дина-крекинг
ВЫХОД продуктов, р/ (масс.) на свежее '° сырье*
Температура в зоне гидрокрекинга, °C
Выход продуктов, % (масс.) на свежее сырье*
Температура в зоне гидрокрекинга, °с
524
621
760
524
621
76 0
С1
4
23
40
С4—204°С
29
9
4
с2.
3
13
9
>204°С
38
23
11
Сз
5
10
4
Кокс на носителе**
21
21
33
* Без учета образующегося сероводорода и потребляемого водорода.
** Превращается в водород, оксид углерода и углекислый газ в нижней части реактора.
Таблица V.16. Примерные выходы продуктов процесса юрека на установке мощностью 1 млн. т[год (капиталовложения — 6,8* 109 йен)
Гудрон нефти
Гудрон нефти
Хафджи
Хафджи
Показатели
с перегретым
Показатели
с перегретым
водяным
водяным
паром
паром
Сырье
Содержание во фракции
плотность, р}|’5
С5—240°С, мг/кг
1,025
серы**,
1,22
коксуемость по Кон-
21,4
радсону, % (масс.)
железа
<0,2
содержание:
никеля
<0,02
серы, % (масс.)
5,3
ванадия
<0,1
ванадия, мг/кг
178
асфальтенов
10
никеля, мг/кг
53
240—540°С
Выход, % (масс.)
серы**
2,82
H2S
0,48
железа
<0,2
С« (крекинг-газ)
4,32
никеля
<0,2
С5—240°С (нафта)
14,2(18,8)*
ванадия
<0,1
240 — 540°С (тяжелый
50,5(55,7)*
асфальтенов
100
газойль)
пек
30,5
* В скобках — в % (об.). ** В % (масс.)./
126
127
собствует образованию однородного высококачественного пека, который вы. держивают определенное время в стабилизаторе, а затем охлаждают на лен* : точном транспортере-рыхлителе.
В настоящее время в Японии действует промышленная установка термо- крекинга с перегретым водяным паром мощностью 1 млн. т/год, иа которой при переработке гудрона нефти Хафджи получают 650 тыс. т дистиллятных фракций и 300 тыс. т высококачественного пека с высокой температурой раз. мягчения, используемого в качестве связующего при производстве металлур. гического кокса (табл. V. 16).
ДЕАСФАЛЬТИЗАЦИЯ ОСТАТКОВ
Один из возможных путей углубления переработки нефти — деасфальтизация остатков с помощью адсорбентов или углеводородных растворителей с образованием дистиллята (деасфальтизата) и остатка (асфальтита). Деасфальти- зат может быть использован (непосредственно или после гидрообессеривания) в качестве сырья для каталитического крекинга, гидрокрекинга или для производства малосернистого котельного топлива.
С утяжелением углеводородных растворителей их селективность падает, что приводит к растворению значительных количеств высокомолекулярных продуктов (ароматических соединений и смол). При этом выход деасфальтизата увеличивается, а его качество снижается. Однако во всех случаях при деасфальтизации почти полностью извлекаются асфальтены, а оставшиеся в деасфальтизате металлы легко удаляются при гидрообессеривании (трудно удаляемая часть металлов остается в асфальтите).
Фирмами «Керр-Макги», «Луммус», ФИН-БАСФ, ЮОП разработан ряд процессов деасфальтизации, в которых в качестве растворителя наряду с пропаном используют бутаны, пентаны и их смеси. В зависимости от природы сырья и растворителя, кратности растворителя и других условий выход в свойства деасфальтизатов могут меняться в широких пределах (табл. V. 17). Поскольку процесс проводят в жидкой фазе, максимальный выход деасфаль- тизата практически ограничивается возможностью существования асфальтита в жидком состоянии при температуре процесса, причем температура его размягчения возрастает с увеличением выхода деасфальтизата.
Использование в качестве растворителей углеводородов С4—Cs наряду увеличением выхода деасфальтизата снижает кратность растворитель " сырье, что позволяет уменьшить размеры аппаратов, потребление энергии г, следовательно, капиталовложения и эксплуатационные расходы (табл. V. 1$’
Пропановый деасфальтизат характеризуется высоким качеством и можс' применяться для производства базовых масел, однако выход его низок. В т: же время значительные количества деасфальтизата, получаемого в результате использования более тяжелых растворителей и отличающегося повышенной коксуемостью и содержанием металлов, можно применять как сырье гидро* крекинга или (после гидрообессеривания) каталитического крекинга.
В качестве сырья каталитического крекинга обычно используют деасфаль- тизат, предварительно подвергнутый гидрообессериванию. Деасфальтизат можно использовать как сырье ККФ и без предварительного гидрообессеривания, но в смеси с прямогонным сырьем. Доля деасфальтизата в сырье зависит от свойств сырья деасфальтизации и применяемого растворителя. Так, при Де'
Таблица V.17. Деасфальтизация гудрона легкой аравийской нефти (процесс фирмы «Луммус»)
W
Показатели
Растворители
пропан
пропан—
бутан
бутан
пентан
Выход деасфальтизата, % (масс.) (% об.)
29(32)
46,8(50)
67,3(70)
82,8(85)
Свойства деасфальтизата
плотность, pJI’l
0,928
0,959
0,985
0,998
вязкость при 99°С, сСт
3,5
110
340
800
коксуемость по Конрадсону, % (масс.)
1,5
5,0
10,6
14,0
содержание серы, % (масс.) содержание металлов, мг/кг
2,6
3,0
3,6
3,9
ванадия
1,1
2,5
7
23
никеля
0,3
0,7
2,1
7
железа
0,7
1,7
4,9
16
Свойства асфальтита
плотность, г/см3
1,047
1,089
1,116
1,175
температура размягчения (КиШ), °C
71
‘ • 107
137
199
пенетрация при 25°С
5
О"
0
0
* Плотность, р}|*5 — 1,025; н. к. 556
°C; вязкость при 99 °C
— 1900 сСт; коксуемость
по Конрадсону 21,1 % (масс.); содержание.
серы — 4,29 % (масс.),
ванадия, никеля, же-
лез а — соответственно 70, 21,49 мг/кг.
Таблица V.18. Показатели процесса деасфальтизации демекс, реализованного на НПЗ фирмы «Чэмплин» (шт. Техас, США) на установке мощностью 700 тыс. т(год*
Показатели
Проектные
Фактические
гудрон легкдй и тяжелой аравийской нефти
переменное сырье
Сырье 1 ч ч
ПЛОТНОСТЬ, Pig 5
1,009
0,993—0,959
коксуемость по Конрадсону, %
17,1
8—12
(масс.) содержание
ванадия, мг/кг
135
5—45
никеля, мг/кг
63
3—30
нерастворимых в гептане (ас-
5,0
0,4—3,0
фальтеиов), % (масс.) вязкость при 99°С, сСт
1400
140—380
Деасфальтизат выход, % (об.)
85
88—98
плотность, р}|’5
0,983
0,967—0,950
содержание серы, % (масс.)
2,26
0,6—1,8
нерастворимых в гептане (ас-
0,05
0—0,027
фальтены), % (масс.) ванадия, мг/кг
34
2—30
никеля, кг/кг
18
1 /6—5
вязкость при 99°С, сСт
660-
50—150
коксуемость по Конрадсону, % (масс.)
12,4
5,5—9,7
растворитель н-СЛизо-Сь Кратность растворитель—сырье
50/50
50/50—75/25
5
4-6
^еМпература, °C
1132
138—143
„* Капиталовложения — 8 млн. долл.; эксплуатационные расходы — 4 млн. долл/год:
р°К окупаемости капиталовложений—? 3,5
года.
асфальтизации гудрона легкой аравийской нефти бутаном она может сост^- лять до 16%, пентаном — 9,1%.
В последние годы был разработан ряд процессов адсорбционной деасфальтизации. В 1983 г. в США пущена установка адсорбционной деасфальтизации (процесс ART) мощностью примерно 2,5 млн. т/год (капиталовложения —-около 50 млн. долл.). Процесс ART предназначен для адсорбционной деметаллизации (а также частичной декарбонизации, обессеривании и деазотирования) нефтяных остатков, которые затем используют в качестве сырья каталитического крекинга. Процесс осуществляют на установке, аналогичной обычной установке каталитического крекинга и состоящей из реактора (лифт-реактора), где при температуре 480—590°C и очень коротком времени контакта" сырья и адсорбента асфальтены н другие металлы, серу и азотсодержащие соединения с низким содержанием водорода сорбируют на специальном микросферическом адсорбенте («арткат»), и регенератора, в котором выжигают кокс, отлагающийся на адсорбенте. В процессе ART удаление металлов достигает свыше 95%, а серы и азота — 35—50%. Реакции крекинга п дегидрирования протекают лишь в минимальной степени.
Прн переработке тяжелых нефтей или остатков с содержащем до 200 мг/кг металлов и коксуемостью (по Рамсботтому) 13% (масс.) получают продукт, почти не содержащий металлов (включая и натрий), который является превосходным сырьем каталитического крекинга.
Глава VI
ЭКОНОМИКА УГЛУБЛЕННОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
КОМБИНАЦИИ ДЕСТРУКТИВНЫХ ПРОЦЕССОВ
Для увеличения выхода светлых нефтепродуктов можно использовать один из деструктивных процессов или их комбинацию. За рубежом разрабатывают и реализуют различные схемы переработки нефти, направленные на увеличение выхода светлых нефтепродуктов. Выбор процесса и схемы переработки нефти определяется различными технологическими и экономическими факторами, К важнейшим из них относятся характер сырья, необходимый ассортимент и качество продуктов, гибкость процесса, влияние на окружают)'10 среду, срок строительства ^установки, капиталовложения, эксплуатационные расходы и рентабельность.
При сопоставлении процессов ККФ, гидрокрекинга, замедленного коксования, висбрекинга, висбрекинга в сочетании с термическим крекингом (табл- VI. 1 — VI. 4) в качестве сырья был выбран мазут легкой аравийской неф' ти из расчета переработки 1880 тыс. т/год. В процессах коксования, направленных на получение товарного кокса, содержание серы в сырье не должно превышать 1,4%, а в гудроне легкой аравийской нефти оно составляет 4,2%- Поэтому при использовании этого гудрона в качестве сырья для коксования его необходимо подвергнуть гидрообессериванию, что существенно ухудЖиТ экономические показатели процесса. В связи с этим показатели процесса за*
медленного коксования рассматриваются для переработки остатков ливийской нефти.
Для бензинов ККФ, используемых в качестве компонентов автобензинов (обычно не более 40% в товарных бензинах), характерны высокие значения 0 ч. и, и чувствительности, а также значительное содержание олефинов. Легкий газойль ККФ вследствие-повышенного содержания серьги низкого дизельного индекса используют как компонент печных топлив.
Продукты ГК отличаются низким содержанием серы. Тяжелую нафту ГК направляют на риформинг. В связи с повышенным содержанием в йен нафтенов и ароматических соединений образующийся риформат можно использовать для получения ароматических соединений. В случае применения полиметаллических катализаторов риформинга, весьма чувствительных к отравлению серой, нафту предварительно подвергают гидроочистке. Для керосинов и газойлей ГК характерно высокое качество, превышающее спецификации на эти продукты, что позволяет при получении товарных продуктов компаундировать их с менее качественными дистиллятами.
Легкие продукты термических процессов перед компаундированием (для получения товарных продуктов) подвергают гидроочистке для обессеривания и деазотирования, а также для стабилизации (гидрирование олефиновых соединений).
Рассматриваемые процессы различаются гибкостью в отношении сырья и продуктов. Гибкость ККФ и ГК относительно сырья примерно одинакова. На установках, запроектированных для переработки вакуумного газойля, можно перерабатывать и другие виды сырья, изменив производительность установок. Возможность изменения состава продуктов предусматривают в проектах соответствующих установок.
При сопоставлении экономической эффективности различных деструктивных процессов необходимо учитывать, что продукты ККФ и ГК можно непосредственно использовать как компоненты товарных продуктов, а дистилляты термических процессов надо предварительно подвергнуть гидроочистке, затраты на которую трудно оценить вне конкретной схемы НПЗ (табл. VI. 5, VI. 6).
Максимальный выход светлых нефтепродуктов высокого качества (в том числе реактивного и иизкозастывающего дизельного топлива) мо- Жет быть получен при ГК. Однако в этом случае необходимы и наибольшие капиталовложения и эксплуатационные расходы (см. табл. IV. 5). Процесс ККФ также позволяет получить достаточно высокий выход светлых продук- тов, особенно высококачественного бензина, причем со значительно меньшими затратами.
В качестве примера схем НПЗ с включением различных деструктивных процессов можно рассмотреть проекты реконструкции действующих заводов Франции, предусматривающие использование процесса ККФ на максимальный выход бензина (газойля) или процесса ГК на максимальный выход газойля.
Первый проект (рнс. VI. I) основан на строительстве установки катали- Тического крекинга. Сырьем служит смесь тяжелого атмосферного и вакуум- “Ого газойля (при максимальном отборе температура к. к. последнего состав- Ляет 550°C и выше). Гудрон после вакуумной перегонки мазута направляют *На висбрекинг, продукты которого используют при компаундировании ко- тбльного топлива. Это позволяет уменьшить количество газойля, добавляемо-
/64
Рис. VI.1. Схема НПЗ с включением установки ККФ на максимальный выход бензина (цифры обозначают сырье или продукты в тыс. т/год)
го'для нормирования вязкости при получении котельного топлива. При такой схеме НПЗ требуется дополнительная конверсионная установка — висбрекинга. Образующаяся при этом дистиллятная фракция может служить сырьем каталитического крекинга. Однако в данной схеме эта возможность не рассматривается.
В анализируемом проекте имеет место жесткий баланс по изобутану. IP' обходимое дополнительное (сверх изобутана ККФ) количество изобутана для алкилирования всех бутенов, получаемых иа установке ККФ, складывается из изобутана, получаемого при атмосферной перегонке и риформинге. Пр^ недостаточном количестве изобутана (например, если установка риформинга работает не на полную мощность) необходимо уменьшить производительность установки алкилирования, а это возможно лишь в случае ее высокой гибкости.
Часть крекинг-газойля, не используемого как компонент тяжелого котельного топлива из-за высокого содержания серы (до 3%) и низкой стабильности, направляют на гидрообессеривание. Но и после гидрообессеривания он отличается повышенной плотностью (до 0,960) -и низким цетановым числом (около 30). Однако поскольку в данном случае количество крекинг- газойля не превышает 3% суммарного фонда газойля, то его можно исполыс- вать в качестве компонента дистиллятного котельного топлива.
В анализируемом проекте можно при висбрекинге получать легкий газойль, а весь крекинг-газойль использовать для производства тяжелого котельного топлива, т. е. заменить крекинг-газойль дистиллятом лучшего качества (в частности, с меньшей плотностью).
Образующаяся в небольших количествах нафта висбрекинга характеризуется высоким содержанием олефинов и азота. Если на НПЗ есть специальная установка гидроочистки бензинов, то нафту можно подвергнуть гидроочистке, а затем (учитывая, чтр ее доля в суммарном сырье невелика) направить на риформинг. При наличии иа НПЗ только блока гидроочистки сырья иа уста- новке риформинга, нафту разгоняют на легкую и тяжелую фракцию. Первую после дополнительной обработки (защелачивание и т. п.) можно использовать в суммарном бензиновом фонде.
Второй проект (рис. VI. 2) отличается от первого более низкой степенью превращения при крекинге (максимальный выход газойля). Количество и качество сырья ККФ, выход бензина н фракционный состав прямогонных иаф- ты и газойля для обоих проектов приняты одинаковыми. Поскольку при крекинге образуется меньше бензина, чем в первом проекте, для производства на НПЗ одинакового количества товарного бензина необходимо большее коли- f чество прямогонной нафты направлять на риформинг. Поэтому проблемы, связанные с содержанием серы в бензине, балансом изобутана и нафтой висбрекинга, менее остры, чем в первом проекте. Количество крекинг-газойля
вв8864 *64 *ПотериПотери2424194 Г91194 Г91Г аз * 141Сз > 72Г аз * 141Сз > 72оQjоQjЛегкое нафтаЛегкое нафта344 Тяжелая нафта Дклит")344 Тяжелая нафта Дклит")3232^52^52с4—^ 38с4—^ 388-8-в: Ов: О018-1018-1759 г-^-г-> Риформинг759 г-^-г-> Риформинг1 16 бензин * алкилат160^Риформат 1/1 16 бензин * алкилат160^Риформат 1/6262бензин , Ап* 1200бензин , Ап* 1200Газойль ”3080~Тяжелый газойльГазойль ”3080~Тяжелый газойльI Потери .184^,268нафта 45I Потери .184^,268нафта 45560560ПотериПотериГаз С-з С 423 32-16Газ С-з С 423 32-16ммГидро-обессери -баниеГидро-обессери -баниеГазойль * 3385Газойль * 3385143, 'Вакуумныйгазойль м143, 'Вакуумныйгазойль м8578571бн8 бакуум- ная перегонкаГудрон"7911бн8 бакуум- ная перегонкаГудрон"791Газ19Газ19W00W00Потери3Потери3бусбрекингбусбрекингt!556 Технотинескоетоя^t!556 Технотинескоетоя^140140алкилированиеалкилированиеЛегкий крекинг-газойль 351Потери 63*Легкий крекинг-газойль 351Потери 63*Легкий + тяжелый ' крекинг-гозойль123Легкий + тяжелый ' крекинг-гозойль12372472411Котельное топлибо 2400Котельное топлибо 2400
в
в
8
8
64 *
64 *
Потери
Потери
24
24
194 Г91
194 Г91
Г аз * 141
Сз > 72
Г аз * 141
Сз > 72
о
Qj
о
Qj
Легкое нафта
Легкое нафта
344 Тяжелая нафта Дклит")
344 Тяжелая нафта Дклит")
32
32
^52
^52
с4
—^ 38
с4
—^ 38
8-
8-
в: О
в: О
01
8-
1
01
8-
1
759 г-^
-г-> Риформинг
759 г-^
-г-> Риформинг
1 16 бензин *
алкилат
160^
Риформат 1/
1 16 бензин *
алкилат
160^
Риформат 1/
62
62
бензин , Ап
* 1200
бензин , Ап
* 1200
Газойль ”3080~
Тяжелый газойль
Газойль ”3080~
Тяжелый газойль
I Потери .184^,268
нафта 45
I Потери .184^,268
нафта 45
560
560
Потери
Потери
Газ С-з С 423 32-16
Газ С-з С 423 32-16
м
м
Гидро-обессери -бание
Гидро-обессери -бание
Газойль * 3385
Газойль * 3385
143, '
Вакуумныйгазойль м
143, '
Вакуумныйгазойль м
857
857
1бн8 бакуум- ная перегонка
Гудрон
"791
1бн8 бакуум- ная перегонка
Гудрон
"791
Газ
19
Газ
19
W00
W00
Потери3
Потери3
бусбрекинг
бусбрекинг
t!556
Технотинескоетоя^
t!556
Технотинескоетоя^
140
140
алкилирование
алкилирование
Легкий крекинг-газойль 351
Потери 63*
Легкий крекинг-газойль 351
Потери 63*
Легкий + тяжелый ' крекинг-гозойль
123
Легкий + тяжелый ' крекинг-гозойль
123
724
724
1
1
Котельное топлибо 2400
Котельное топлибо 2400
Рис. VI.2. Схема НПЗ с включением установки ККФ на максимальный выход газойля (цифры обозначают сырье или продукты в тыс. т/год)
88Потери 8Потери 824248484CDCDоQjоQj58- а,58- а,Легкая нафтаТяжелая нафта "циоточ") 1005Легкая нафтаТяжелая нафта "циоточ") 1005488 и‘-г-*- Рисрорминг488 и‘-г-*- Рисрорминг123123Бензин * алкилат 638Бензин * алкилат 6386868кк221 ^j - 517221 ^j - 517pWepupWepuРиформату /"371Риформату /"371лла»8- Q О г Еа»8- Q О г ЕГазойльTogo тяжелый газойльГазойльTogo тяжелый газойльЛНафта 45ЛНафта 45Газ С $ С4 38 53 -8Газ С $ С4 38 53 -81,1,ГГГазойль wГазойль w857857' Мазут Вакуум-' Мазут Вакуум-1111WOOWOOГаз ПотериГаз Потери16481648ное пере-гонканое пере-гонка191933Газ * 125Газ * 125С3-2—^ 82С3-2—^ 82С4— -> 22С4— -> 22Бензин * 1200Бензин * 1200Натта-п-^--^ 783ПотериНатта-п-^--^ 783ПотериГидро- Чессера баниеГидро- Чессера баниеГазойль ^3148Газойль ^3148КК?* алкилированиеКК?* алкилированиеЛегкий крекинг-газойльПотериЛегкий крекинг-газойльПотериЛегкий* тяжелый крекинг-газойль 106Легкий* тяжелый крекинг-газойль 106Гудрон7911696Гудрон7911696ВисбрекингВисбрекинг724724v Котельное топливо -—> 2386-v Котельное топливо -—> 2386-
8
8
Потери 8
Потери 8
24
24
84
84
CD
CD
о
Qj
о
Qj
5
8- а,
5
8- а,
Легкая нафта
Тяжелая нафта "циоточ") 1005
Легкая нафта
Тяжелая нафта "циоточ") 1005
488 и
‘-г-*- Рисрорминг
488 и
‘-г-*- Рисрорминг
123
123
Бензин * алкилат 638
Бензин * алкилат 638
68
68
к
к
221 ^j - 517
221 ^j - 517
pWepu
pWepu
Риформату /"371
Риформату /"371
л
л
а»
8- Q О г Е
а»
8- Q О г Е
Газойль
Togo тяжелый газойль
Газойль
Togo тяжелый газойль
Л
Нафта 45
Л
Нафта 45
Газ С $ С4 38 53 -8
Газ С $ С4 38 53 -8
1,
1,
Г
Г
Газойль w
Газойль w
857
857
' Мазут Вакуум-
' Мазут Вакуум-
11
11
WOO
WOO
Газ Потери
Газ Потери
1648
1648
ное пере-гонка
ное пере-гонка
19
19
3
3
Газ * 125
Газ * 125
С3
-2—^ 82
С3
-2—^ 82
С4
— -> 22
С4
— -> 22
Бензин * 1200
Бензин * 1200
Натта
-п-^--^ 783
Потери
Натта
-п-^--^ 783
Потери
Гидро- Чессера бание
Гидро- Чессера бание
Газойль ^3148
Газойль ^3148
КК?* алкилирование
КК?* алкилирование
Легкий крекинг-газойль
Потери
Легкий крекинг-газойль
Потери
Легкий* тяжелый крекинг-газойль 106
Легкий* тяжелый крекинг-газойль 106
Гудрон
791
1696
Гудрон
791
1696
Висбрекинг
Висбрекинг
724
724
v Котельное топливо -—> 2386-
v Котельное топливо -—> 2386-
v Технологическое топлибо
140
Рис. VI.3. Схема НПЗ с включением установки ГК на максимальный выход газойля (цифры обозначают, сырье или продукты в тыс. т/год)
составляет 10% от газойлевого фонда НПЗ, в связи с чем производительность установки гидрообессеривания должна быть больше, чем в первом проекте.
Третий проект (рис. VI. 3) основан на использовании установки ГК, рассчитанной на максимальное производство газойля (процесс типа БП, действующий иа НПЗ в г. Лавера), в сочетании с установкой висбрекинга. Бензин получают только при риформинге. Тяжелый бензин ГК с высоким содержанием нафтенов направляют на риформинг. Так как его доля в сырье риформинга невелика (14%), то технических осложнений, связанных с печами риформинга, ие возникает.
Газойль ГК характеризуется очень высоким качеством (сера в нем практически отсутствует), вследствие чего производительность установки гидрообессеривания может быть значительно меньше. Кроме того, отсутствие серы и низкие температуры застывания газойля ГК позволяют использовать в смеси с ним прямогонные газойли с более высоким к. к., чем в предыдущих проектах. При риформинге образуется значительное количество сжиженных нефтяных газов, которые в отличие от рассмотренных схем нельзя использовать для производства бензина. В этом случае часть бутана применяют как сырье для получения водорода.
При расчетах ио всем трем проектам (табл. VI. 7, VI. 8) предполагалось:
Таблица VI.1. Характеристика сырья процессов деструктивной переработки
Мазут
Показатели
Вакуумный газойль легкой аравийской нефти (ККФ, ГК)
Гудрон ЛИВИЙСКОЙ нефти (зам еДленное коксование)
легкой - аравийской
нефти (висбрекинг в сочетании с термокре
кингом)
Гудрон л егкой- аравийской нефти (висбрекинг)
итк, сс
385—550
>550
>385
>550
ПЛОТНОСТЬ, Pj5* 5 ,
0,927
0,990
0,965
1,012
4,2
Содержание серы, (масс.)
Содержание металлов,
1,5
1,0
3,2
мг/кг
9,5
25
52
никеля
8
20
ванадия
Коксуемость (по Конрад- сону), % (масс.)
Вязкость при 50 °C, сСт
0,3
1,8
10
20
32
65000
380
33000
Таблица VI.2. Зависимость качества получаемых продуктов от типа
процесса и сырья
1
продукты
ДОС СО
2 3 £
X - го
П
Зго -
$ к «у £i
s « г;
* « о^
5 £$
х о s ® 1
к ® л
3 £ £со
6 § ^
о
X =
ха-
S s
у
«
5 2 0
X 2
2
J X р X ГО ^ад = •
г. О X
Я 3 и Ф _ 5^=3
<и ь
со и ао У S ГО <С со 5 л 3 s л
6 «
Kt Х^ и ад U
Я UO
2 H’S”
S у у
•
>_ со £ го
СО со и
CQ л -5- со А
СО е; Л
Легкий бензин
коней кипения, °C
100
80
150
150
100
ПЛОТНОСТЬ , р{5 * 5
0,678
0,660
0,725
0,720
0,720
содержание серы, % (масс.)
0,05
0,0005
0,1
0,6
о. ч. и.
без ТЭС
92,4
78
69
76
0,4 г/л ТЭС
97,0
88
89
74
81
0. ч. м.
80,8
без ТЭС
—
•—
0,4 г/л ТЭС
85,7
—
—
давление паров (по Рей-
0,73
0,80
—
ДУ), ат парафины (олефииы/наф-
-/39/-
71/0/27/2
тены) ароматические соединения
— /5
Тяжелый бензин
пределы кипения, °C
—-
80—150
100—150
—
100—150
ПЛОТНОСТЬ, Pj5 5
0,818
0,740
■—
—
содержание серы, % (масс.)
0,45
0,0005
0. ч. и.
без ТЭС
91,1
65
65
—
65
0,4 г/л ТЭС
94,8
—
—
0. Ч. М;
78,7
—
——
——
без ТЭС
0,4 г/л ТЭС
84,8
1
Продолжение табл. V/
Продукты
3 ” ”
к- О С) У о v о
3 -
М О о 5 л =s щ 5 ь 3 “ и s о S £ 1
со J—1 Д X ^ со
р
о
О SS
Е 5
• 2
” 2 л
g S V ф
а О?® X . о
X S А
Ipss = S 5 SV £Q я а Л
x
So s
Давление паров (по Рейду),
0,007
0,10
ат
Керосин
пределы кипения, °C
—
150—250
—
—
—
плотность, pjl’g
—
0,800
—
—
содержание
серы, % (масс.)
—
0,0005
—
ароматических соединений, %
—
14
—
температура начала кристаллизации, °C
—
<—50
—
—
высота некоптящего пламени, мм
Газойль
—
5
—
—
—
пределы кипения, °C
250—365
250-365
150—350
150—350
150—350
плотность, Р,5'|
0,962
0,830
0,840
0,860
0,850
содержание серы, % (масс.) температура, °C
3,3
— 12
0,11
0,5
1,5
2,2
застывания
—10
—
—
—
помутнения
—
—
—15
—16
—16
дизельный индекс
—
>55
40
—
—
вязкость при 50 °C, сСт
"2
2 '
2
3
3
Тяжелый циркулирующий газойль (газойль коксования)
пределы кипения, °C
>365
—
350
' —
350
плотность, Р}g’g
1,064
—
0,870
—
0,935
содержание серы,%
(масс.)
—
1,1
—
3,6
температура застывания, °C
+27
—
—
—
—
вязкость при 50 °C, сСт
51
—
20
—
36
коксуемость (по Конрад- сону), % (масс.)
—
—
—
— •
0,2
Остаток
ПЛОТНОСТЬ, Р15*5
—
—
—
0,99
1,07
содержание серы,%
—
—
—
4,0
4,9
(масс.) ■
вязкость при 50 °C, сСт
—
—
—
1500
106
Зеленый кокс
содержание
1,4
серы, % (масс.)
—
—
—
—
ванадия, мг/кг
—•
—
35
—
—
зольность, (% масс.)
0,2
Таблица VI.3. Выход продуктов на установках, работающих с высокой степенью превращения сырья, тыс. т/год
Продукты
О
Я Ct о
яд J
3 о
о ±
а 3 к S Ч Е-
Ох ° У' u 5 т
6 р
X • о о
X 3
4)
ti
ig
д°о , cL00 * у со X 5 и 5
я 5 х CQ н х
X • S О 11
м”
H2S + NHg
11
28
1,8
1,9
2,6
Ci C2
38
9
44,0
30,1
8,8
Пропан-пропиленовая фракция
53
6
22,9
18,8
7,0
Бутан-бутиленовая фракция
115
20
21,1
22,6
7,9
Легкий бензин
515
85
91,5
131,6
44
Тяжелый бензин
—
165
—
—
—
Керосин
—
230
—
—
—
Газойль
—
482
192,7
481,3
176
Легкий циркулирующий газойль
156
—
—
—
—
Тяжелый циркулирующий газойль
59
—
—
—
Газойль коксования
—
—
250,8
—
—
Остаток
—
—
1193,7
633,7
Кокс
53
—
255,2
—
—
^ Примечание. В скобках показана годовая мощность установок.
! Таблица VI.4. Капиталовложения в различные процессы ; и эксплуатационные расходы
Показатели
ККФ
ГК на максимальный выход газойля
Замедленное коксование
Висбрекинг в сочетании с термо- крекингом _
Висбрекинг
Использование календарного
335
330
330
330
330
времени, сут.
325
118
Капиталовложения*, млн. фр.
170
102
56
Эксплуатационные расходы, млн. фр./год
Расход
58,7
134,0
38,2
64,7
21,8
топлива, т/100 т сырья
25,0 (помимо кокса
на катализаторе)
3,1
2,8
4,8
2,0
В электроэнергии, кВт. ч/т
** Данные на середину 1976
** Компрессора с электрнчес
6,0
года.
ким привод
81,0** ом.
25
17,0
10,0
Таблица VI.5. Сопоставление экономической эффективности . различных схем НПЗ мощностью 4,66 млн. т/год легкой аравийской нефти
Показатели
S
S
С использованием
К КФ
ККФ и предварительной гидроочистки сырья
ККФ и алкилирования
ГК
висбре* книга
Выход, % (масс.)
0,5
4,3
5,3
4,2
1,0
сжиженных нефтяных газов
2,4
нафты
3,0
0,2
0,5
—
1,8
3,1
премиального бензина
12,1
21,9
23,2
23,4
30,7
12,5
регулярного бензина
5,0
8,9
9,5 "
9,6
12,5
5,6
средних дистиллятов
34,2
34,9
35,2
34,9
25,8
36,5
котёльного топлива
45,2
29,8
26,3
29,7
25,0
41,3
Дополнительные капиталовложения, включая в объекты общезаводского хозяйства, млн. долл.
Срок окупаемости дополнительных капиталовложений, годы
60
73
64
96
26
2,3
2,9
2,3
5,2
8,8
* Схема НПЗ, характерная для большинства заводов Западной Европы до 1980 г.: прямая перегонка+гидроочистка + риформинг; установки деструктивной переработки нефти отсутствуют.
Таблица VI.6. Ассортимент и свойства вырабатываемых на НПЗ продуктов
продукты
Показатели
Бензин
отношение премиальный:регулярный
70:30
максимальное содержание ТЭС в пересчете на свинец,
0,4
г/л
о. ч. и..
премиального,
98,2
регулярного.
91,6
Средние дистилляты
ПЛОТНОСТЬ, Pjs’g
0,82—0,85
дизельный! индекс
55
содержание серы, % (масс.)
0,5
Остаточное котельное топливо
ПЛОТНОСТЬ, pig's
0,93—0,97
вязкость при 50 °C, сСт
370
138
Таблица VI.7. Капиталовложения и эксплуатационные расходы по трем проектам реконструкции НПЗ Франции
Показатели
Проект
первый
второй
третий
Капиталовложения, млн., фр.
вакуумная перегонка
63
63
63
ККФ
170
170
—
ГК + установка получения Н2
—
—
325
висбрекинг
52
52
52
алкилирование
33
33
—
Итого
318
318
440
Общезаводское хозяйство
270
270
27»
Переменные расходы (кроме топлива)*, млн. 'фр./год
вакуумная перегонка
0,9
0,9
0,9
ГК + установка получения Н2
■—
—
■ 13,5
ККФ
8,0
8,0 -
—
висбрекинг
1,0
1,0
1,0
алкилирование
1,2
0,9
—
гидрообессеривание газойля
**
+0,3
—0,3
риформинг
**
+1,5
+4,1
■Итого
11,1
' 12,6
19,2
Постоянные расходы, млн. фр./год
содержание персонала
8,0
8,0
8,0
техническое обслуживание
15,2
15,2
19,5
прочие расходы
11,6
'11,6
13,7
Итого
34,8
34,8- .
41,2
Налог на капитал***
117,6
117,6
142,0
Итого эксплуатационные расходы
163,6 '
165,0
202,4,
* Технологическое топливо учитывается в материальном балансе (см. табл. VI .8),.
** Установки были иа НПЗ до реконструкции.
“* Налог на капитал принят равным 20 % от полных капиталовложений.
Таблица VL8. Материальные балансы и экономические показатели трех проектов реконструкции НПЗ Франции по отношению к первому проекту
Показатели
Проект
первый
второй
третий
Получено, тыс. т/год
бензина
1200
1200
1200
нафты
783
495
261
газойля
3148
3386 '
3641
котельного топлива
2386
2409
2347
сжиженного нефтяного газа
104
110
92
Разница, тыс. т/год
нафта
—
—288
—522
газойль
—•
+238
' +493
котельное топливо
—
+23
—39
Повышение стоимости продукции (наф-
-36,9
—61,8
та+газойль+котельное топливо), млн.
фр./год
Разница в эксплуатационных расхо-
+ 1,5
+38,9
дах, млн. фр./год
Повышение стоимости продукции за
—38,4
—100,7
вычетом дополнительных расходов,
•
млн. фр./год
на НПЗ уже имеются установки риформинга и гидрообессеривания газойля необходимой мощности, в противном случае налог иа капитал и постоянные расходы во втором и третьем проектах возрастут;
капиталовложения в первом и втором проектах одинаковы, нефтепереработчикам предлагается возможность выбора степени превращения при ККФ;
использование календарного времени на установке ГК (вместе с установкой получения водорода) такое же, как и на установке ККФ.
С точки зрения экономики выгоднее первый проект. Он позволяет получить 38,4 млн. фр./год экономии по сравнению со вторым проектом, а по сравнению с третьим — 100,7 млн. фр./год. Однако реализация того илн иного проекта окончательно определяется результатами технико-экономического анализа конкретной ситуации на каждом НПЗ, в ходе которого учитывают также гибкость процесса и его возможности в отношении удовлетворения сезонного спроса на нефтепродукты, влияние его на окружающую среду, транспортные расходы н ряд других факторов.
Как отмечалось, ГК обеспечивает максимальный выход и высокое качество продуктов, а также эксплуатационную гибкость, однако он требует больших капиталовложений и эксплуатационных расходов. Экономическая эффективность ГК в значительной степени зависит от стоимости водорода и резко ухудшается при необходимости строительства специальных установок для его производства. Так, в США первоначально для ГК использовали водородсодержащий газ с установок каталитического риформинга. При этом мощности процесса увеличивались быстрыми темпами. При строительстве специальных установок получения водорода темпы прироста мощностей процесса ГК резко снизились (см. рис. V. 9). По-видимому, использование ГК наиболее рационально при необходимости получения максимальных количеств реактивного или низкозастывающего дизельного топлива. В остальных случаях» как правило, предпочтительнее ККФ. .
ПЕРЕРАБОТКА ОСТАТКОВ
Техника современных процессов ККФ и ГК позволяет перерабатывать остаточное сырье, однако использование остатков резко ухудшает экономику этих процессов, вследствие чего ККФ н ГК за небольшими исключениями применяются только для переработки дистиллятного сырья. При использовании на НПЗ дистиллятного варианта ККФ и" ГК глубина переработки нефти (в зависимости от ее типа) обычно колеблется в пределах 65—75%. Если необходимо еще больше увеличить выход светлых нефтепродуктов, дополнительно» включают в схему НПЗ процессы переработки остатков: коксование, деасфальтизацию или прямое гидрообессеривание, а образующиеся дистилляты или гидрообессеренные остатки найравляют на ККФ или ГК.
В этом отношении большой интерес представляют результаты исследований, проведенных фирмой «Шеврон рисерч» для различных схем переработки.
Исследования выполнены на основе данных пилотных установок разного Масштаба, а также экономических расчетов применительно к новым и дей- ствующим НПЗ. Были сопоставлены следующие схемы: замедленное коксо-
ванне, гидрообессеривание и коксование, гидрообессеривание и ККФ, деасфальтизация с применением растворителей.
Экономическое сопоставление проводили применительно к новому НГТЗ мощностью 10 млн. т/год, рассчитанному на переработку одной из трех нефтей: легкой аравийской, тяжелой аравийской и аляскинской (табл. VI.9 VI.10).
Исходные данные следующие:
глубина превращения нефтяных остатков в светлые нефтепродукты максимальна (тяжелые топлива не производятся, кокс, асфальтит и избыточный сжиженный газ рассматриваются как побочные продукты);
распределение основных продуктов: аБТобензин — 55%, средние дистилляты — 45%, качество этих продуктов должно быть примерно на уровне требований 1980 г.;
основной. источник необходимой энергии (кроме покупной электроэнергии и воды).— нефть;
технологические схемы переработки в целом одинаковы, кроме части, касающейся переработки вакуумных остатков;
вакуумный газойль, газойль коксования и деасфальтизат перерабатывают с помощью ККФ;
алкилирование не проводится, все углеводороды С3 и С4 используются для производства сжиженных газов.
Различия в экономике этих схем (рис. VI.4) выражены через разницу в окупаемости общих капиталовложений в зависимости от стоимости побочного продукта (кокса или асфальтита). За основу принят вариант замедленного коксования. Нулевая точка для процесса замедленного коксования соответствует цене высокосернистого кокса (11 долл./т). В основу экономических расчетов были положены следующие значения стоимости сырья и продуктов Хв долл./М3): нефть — 82, бензиновые фракции — 113, средние дистилляты — 104, сжиженный газ — 110.
Выбор наиболее экономичной схемы переработки остатков в значительной степени определяется природой сырья. Так, для переработки остатков легкой аравийской и аляскинской нефтей (для основного случая) предпочтительнее схемы, не включающие прямое коксование остатков. В случае пере-
Стоимость кокса или асфальтита,долл1т
Рис. VI.4. Зависимость относительной эффективности процессов переработки остатков от стоимости побочных продуктов:
л — легкая аравийская нефть; б — тяжелая аравийская нефть; в — аляскинская нефть; J— замедленное коксование (530, 570, 520); 2 — гидрообессеривание гудрона и коксование (580, 730, 570); 3 — гидрообессеривание вакуумного газойля, гудрона и ККФ (560, 710, 560); 4 — деасфальтизация с применением растворителей. (Цифры в скобках — капиталовложения в новое строительство с учетом объектов общезаводского хозяйства в млн. долл, для а. 6, в соответственно.)
работки остатков тяжелой аравийской нефти экономичнее вариант с использованием прямого коксования.
Один нз факторов, влияющих на выбор процесса коксования или деасфальтизации, — выход остаточного продукта (кокса или асфальтита). Деасфальтизацию выгоднее использовать, когда отношение кокс : асфальтит> 1 (см. табл. VI.10). Следует, однако, учитывать, что экономичность процесса деасфальтизации в значительной степени зависит от .возможностей сбыта асфальтита.
Совершенствование процесса деасфальтизации позволяет шире использовать его в схемах НПЗ топливного профиля. Включение установки деасфальтизации (процесс «РОЗЕ») в схему НПЗ, перерабатывающего легкую аравийскую нефть, позволяет при использовании деасфальтизата в качестве компонента сырья установки ККФ снизить выход остаточного котельного топлива с 20,6 до 11,7% (масс.) (табл. VI.11).
Проведен также детальный экономический анализ нескольких схем переработки мазута легкой аравийской нефти, основанных на сочетании различных деструктивных процессов фирмы ЮОП (табл. VI.12). Анализ экономической эффективности комбинации процессов гидрообессеривания мазута и замедленного коксования обессеренного сырья (табл. VI.13) показывает, что сочетание процессов гидрообессеривания и коксования требует значительно больших эксплуатационных расходов и капиталовложений по сравнению с использованием только процесса коксования. При чистой разности валовой стоимости продукции в 13 млн. долл./год дополнительные капиталовложения могут окупиться за 7,2 года. Это довольно большой срок окупаемости, но поскольку предварительное гидрообессеривание значительно повышает гибкость коксования, позволяя из высокосернистых нефтей получать электродный кокс и дистилляты хорошего качества, сочетание процессов гидрообессеривания и коксования может при определенных условиях найти применение на отдельных НПЗ.
Приведенные примеры свидетельствуют о том, что сочетание переработки остатков с помощью процесса коксования (или деасфальтизации) и ККФ дистиллятов позволяет получить из нефти до 90% светлых нефтепродуктов.
Процессы прямого гидрообессеривания остатков с последующим каталитическим крекингом недавно разработаны фирмами «Ралф рисерч» и «Мобил ойл». Переработка нефти с использованием сочетания процессов прямого гидрообессеривания остатков и ККФ позволит получить до 96% светлых нефтепродуктов, т. е. вести практически безостаточную переработку нефти (табл. VL14—V1.17).
На примере НПЗ мощностью 4,7 млн. т/год проведена оценка техникоэкономических показателей различных схем переработки нефти Сафания — одной из разновидностей тяжелой аравийской нефти (табл. VI.18—VI.20).
В качестве еще одного примера детального технико-экономического анализа различных схем переработки остатков приведены данные расчетов, выполненных для НПЗ, рассчитанного на глубокую переработку (выход остаточного котельного топлива 18% об.) легкой аравийской нефти. В качестве альтернативных было выбрано пять различных вариантов практически безос- таточной переработки тяжелой аравийской нефти, для чего в схему НПЗ были включены различные комбинации процессов переработки гудрона (табл. VI.21—VI.23).
Показатели
Нефть
легкая аравийская
тяжелая аравийская
аляскинская
Мазут (н. к. выше 345 °C) выход на нефть, % (об.)
43,0
52,8
53,0
ПЛОТНОСТЬ, Р15*5
0,9580
0,9923
0,9626
содержание, % (масс.) серы
3,1
4,5
1,6
никеля и ванадия
0,0033
0,124
0,0046
Гудрон (н. к. выше 565 °C) выход на нефть, % (об.)
13,2
26,0
18,3
плотность, pj^’|
1,0254
1,0443
1,0173
содержание, % (масс.) серы
4,1
5,7
2,3
никеля и ванадия
0,01
0,0239
0,0126
асфальтенов (не растворимые в пентане)
коксуемость (по Рамсботтому), %
12
25
10
22
24
18
(масс.)
Таблица VI.9. Характеристика мазута и гудрона
Таблица VI.10. Характеристика сырья и продуктов при- различных схемах переработки
Показатели, %, (масс.)
Нефть
легкая аравийская
тяжелая, аравийская
аляскииская
Замедленное
коксование
Содержание серы в сырье (гудрон]
4,1
5,7
2,3
Выход кокса на остаток
34
37
29
Содержание в коксе
серы
6,7
7,7
3,0
ванадия
0,023
0,05
0,03
Загрузка коксовой установки (относи-
1,0
1,0
1,0
тельная)
Гидрообессеривание + коксование
Содержание серы в гидроочищенном сырье
0,8
0,9
0,4
Выход кокса на остаток Содержание в коксе
20
10
10
серы
1,5
2,0
1,0
ванадия
0,006
0,15
0,004г
Загрузка коксовой установки (относительная)<
•0,84
0,43
0,50
144
Показатели, %, масс.
Нефть
легкая аравийская
тяжелая аравийская
аляскинская
Гидрообессеривание + каталитический крекинг
Содержание в гидроочищенном сырье (мазут)
0,3
серы
0,3
0,1
никеля и ванадия
0,0006
0,0013
0,00012
Выход кокса каталитического крекинга (конверсия 80%)
7,2
7,5
6,7
Деасфальтизация с применением раст
ворителей
Содержание серы в сырье (гудрон) Деасфальтизат
4,1
5,7
2,3
выход, % (об.) содержание
83
68
88
2,0
серы
3,5
4,5
никеля и ванадия
0,0029
0,0003
0,0079
Асфальтит
выход, % (об.)
17
32
12
содержание серы
6,5
7,5
4,1
температура размягчения, °C
170
170
170
Данные для сопоставления деасфальтизации с коксованием
*
выход
асфальтита
21
36
14
кокса
34
37
29
отношение кокс:асфальтит
1,62
1,03
2,07
Продолжение тал. VI. 10.
F Таблица VI.11. Показатели процесса деасфальтизации
«РОЗЕ»
Показатели
Растворитель
изобутан
н-пентан
Выход деасфальтизата, % (об.)
47
82*
Доля деасфальтизата в сырье ККФ, % (масс.)
15,6
24,5
Выход остаточного котельного топлива на НПЗ,
16,2
11,7
% (масс.)
Дополнительные капиталовложения, млн. долл.
15,2
35,8**
Чистая прибыль, млн. долл./год
11,1
10,1
Срок окупаемости дополнительных капиталовложений, годы
1,54
2,84
на НПЗ мощностью 4,6 млн. т[год, перерабатывающем легкую аравийскую нефть
* Деасфальтизат перед подачей на ККФ подвергают гидроочистке.
** Включая гидроочистку деасфальтизата.
145
Таблица VI. 12. Показатели схем переработки мазута легкой аравийской нефти с использованием различных промышленных процессов фирмы ЮОП (для переработки 2,1 млн. тфод, или 6670 м?[сут. мазута)
Схема переработки
Удельные капиталовложения, долл, /м®
Эксплуатационные расходы, долл./м’
Выход, % (масс.)
Содержание серы в жидких продуктах, %, (масс.)
Cs -566 °C
остатка
Вакуумная перегонка
2176
3,46
65,5*
34,5***
2,48
Гидрообессеривание (RCD— Юнибон) -|- вакуумная перегонка
14327
28,99
68,5
28,9***
0,10
Легкий гидрокрекинг гудрона с н. к. 566 °C (ВОС) + вакуумная перегонка
10849
20,19
80,4
18,3***
2,08
Вакуумная перегонка + висбрекинг гудрона
4591
6,98
77,3
д***
2,46
Вакуумная перегонка + коксование гудрона
6182
7,67
85,0
п,з4*
2,47
Вакуумная перегонка + деасфальтизация гудрона (Демекс)
4170
7,04
83,7**
16,75*
2,58
RCD Юнибон + вакуумная перегонка + Демекс
16365
32,14
94,4**
3,05*
0,26
RCD Юнибон + вакуумная перегонка + коксование гуд-
17358
, 32,39
89,0
5,94*
0,14
ВОС + вакуумная перегонка + Демекс
12302
22,64
92,3**
6,45*
1,92
ВОС + термокрекинг + вакуумная перегонка
12119
21,63
86,3
11,8***
1,99
* Фракция 343—566 °C.'4* Кокс.
** Деасфальтизат.б* Асфальтит.
** Гудрон с н. к. 566 °C.
Таблица VI.13. Показатели процессов коксования прямогонного
и гидрообессеренного сырья (для установки мощностью 2,5 млн. т/год) *
Показатели
Замедленное коксование
Гидрообессеривание RCD юнибон + 4-коксование*
Капиталовложения, млн. дол.
54,0
147,0**
Энергетические затраты электроэнергия, кВт-ч
2660
19900
пар, т/ч при 31,6 ат
—
26,6
при 10,5 ат
—
50,1
вода, м3/ч питательная котельная
—
33,1
охлаждающая
—
1570
топливо, ГДж/ч
387,3
471,8
Показатели
Замедленное коксование
Гидрообессеривание RCD юнибои 4- 4- коксование*
Стоимость единицы продукции, долл./т
107 (7,7)
107 (5,3)
С2
147 (20,4)
147 (20,7)
Сд — 204 °C
125 (50,9)
128 (47,0)
204 — 343 °C
107 (79,4)
113 (71,2)
>343 °C' ■
80 (58,6)
100 (102,0)
КОКС
8 (3,2)
50 (12,0)
Стоимость валовой продукции за год, млн. долл.
220,2
258,2
Разность стоимости валовой продукции, млн. долл.
'38,0
То же, за вычетом разности прямых эксплуатационных затрат, млн. долл.
13,0
*Расчет по данным, полученным на пилотной установке.
** Включая водородную установку.
Примечание. В скобках — годовая стоимость в млн. долл.
Таблица VI.14. Показатели процесса прямого гидрообессеривания мазута фирмы «Мобил ойл» .
Показатели
Мазут из нефти
легкой аравийской
аляскинской
Содержание. % (масс.) серы
3
1,5
0,5
0,5
азота
0,14
0,36
0,07
0,22
ароматических соединений
67
73
48
52
асфальтенов1 •
4
6,2
1,2
1,6
никеля и ванадия, мг/кг
30
53
2
2
Расход водорода, нм3/м3
71
80
Примечание. В числителе — до гидрообессеривания, в знаменателе — после.
Таблица VI. 15. Показатели процессов гидрообессеривания+ККФ фирмы «Мобил ойл» (I) и коксования+ККФ (II)
Показатели
I
П
Капиталовложения, млн. долл.
650
610
Сырая нефть, м3/сут Выход, м3/сут
28140
30050
бензина
19080
19080
средних дистиллятов
7950
7950
мазута
—
715,5
сжиженных газов
572
795
кокса, т/сут
—
97,5
нефтезаводского топлива, м3/сут, мазутных эквивалентов
1670
1892
Прибыль (после уплаты налогов), тыс. долл./сут
+11
(по сравнению с II)
Таблица VI.16. Показатели процесса гидрообессеривания остатков аляскинской нефти фирмы «Галф рисерч» (для получения сырья ККФ)
Показатели
Месторождение 1
Месторождение 2
мазут
(н. к. 36.0 °C)
гудрон
(н. к. 538 °C)
Содержание в сырье • серы, % (масс.)
1,45
1
1,59
2,09
никеля и ванадия, мг/кг
41,5
39,0
86,0
Выход
Ci—С4, % (масс.)
0,82
0,56
0,64
бензина С6+, % (об.)
1,53
1,55
1,84
остатка с н. к. 191 °C
100,68
100,58
103,13
(сырье ККФ)- % (об.)
Содержание в очищенном остатке серы, % (масс.)
0,1
0,3
0,3
никеля и ванадия, мг/кг
1,5
4,4
- 7,2
Расход водорода, нм3/м3
81,0
56,4
80,5
Мощность установки, м3/сут
7950
7950
3180
Капиталовложения, млн. долл.
41,5
25,9
19,2
148
Таблица VI.17. Показатели процесса ККФ гидрообессеренных остатков фирмы «Галф рисерчх
Показатели
Исходный мазут месторождения 1
Исходный мазут или гудрон месторождения 2
Содержание в сырье (н. к. 191 °C) се-
0,1
0,3
ры, % (масс.)
80,2
78,0
Степень превращения, % (об.)
Выход, % (об.) на сырье
11/7,6
10,6/7,3
С3/пропилен
С4/бутилены
19,1/10,8
17,9/10,2
бензина С5—221 °C (ИТК)
60,8
59,9
дистиллятов 221—343 °C
14,5
15,1
декантированного
5,3
6,9
газойля
7,8
8,1
кокса, % (масс.) на сырье
сухого газа, % (масс.)
3,2
3,5
Бензин
плотность, pit’s
0,7507
0,7547
содержание серы, % (масс.)
0,01
0,03
о. ч. и. (без ТЭС)
94.
94,7
о. ч. м. (без ТЭС)
81,5
81,5
Средние дистилляты
ПЛОТНОСТЬ, Р15*5
0,9529
0,9465
содержание серы, % (масс.)
0,24
0,50
Выбросы SO2 в газах регенерации, %
0,017
0,052
(об.)
1,43
3,86
Расход катализатора, кг/м3 сырья
Мощность установки, м3/сут
7950
7950
Капиталовложения, млн. долл.
38,45 ■
38,4о
Таблица VI. 18. Свойства нефти Сафания
Показатели
Сырая нефть
Мазут
Гудрон
Плотность, pJt’s
0,8939
0,9792
1,0404
Коксуемость (по Конрадсону), %
7,5
12,8
21,0
Масс.
Содержание
серы, % (масс.)
2,95
4,32
5,58
никеля, мг/кг
■ 24
37
60
ванадия, мг/кг
116
180
292
149
Таблица VI. 19. Основные вторичные процессы, входящие в различные варианты схемы переработки нефти Сафания
11
ш
IV
I (базовый, неглубокая переработка)
дополнительно (по'сравнению с включены процессы
вариантом I)
Гидроочистка бензинов и средних дистиллятов, каталитический риформинг. Деструктивные процессы отсутствуют
Вакуумная перегонка, гидроочистка вакуумного газойля и газойля коксования; ккф гидроочищенных газойлей; замедленное коксование гудрона; алкилирование
Вакуумная перегонка; гидрокрекинг вакуумного газойля и газойля коксования; замедленное коксование гудрона; производство водорода (33 тыс. т/год)
Вакуумная перегонка; гидроочистка вакуумного газойля и газойля гидрокрекинга;
ККФ гидроочищенных газойлей; гидрокрекинг гудрона (в кипящем или расширяющемся слое катализатора); производство водорода (36 тыс. т/год); алкилирование
Продолжение табл. VI. 19
[ (разовый, неглубокая переработка)
v
VI
VII
дополнительно (по сравнению с вариантом I) - включены процессы
Гидроочистка бензинов и средних дистиллятов, каталитический риформинг. Деструктивные про- ■ цессы отсутствуют
Таблица VI.20. Показ для НПЗ мощностью
Гидрообессеривание мазута; вакуумная перегонка гидрообессеренного мазута;
ККФ вакуумного газойля и газойля коксования; замедленное коксование гудрона; алкилирование; производство водорода (21 тыс. т/год)
атели различных ext 1,7 млн., т/год
Вакуумная перегонка; гидроочистка вакуумного газойля и газойля коксования; ККФ гидроочищенных газойлей; алкилирование; коксование (флексикокинг) гудрона
?м переработки нефз
Гидрообессеривание мазута; ККФ гидрообессеренного мазута; алкилирование; производство водорода (21 тыс. т/год).
'и Сафания
Показатели
Варианты
I
II
Ш
IV
V
VI
VII
Выход, % (масс.) автобензина
29,1
этилированного (о. ч. и.+ +о.ч.м.) :2=89 с 0,55 см3 ТЭС/л
10,0*
24,5
17,8
25,8
23,2
28,5
неэтилированного (о. ч. и. 4- о. ч. м.): 2 = 93,1— —90,9
4 4**
24,9
18,9
26,3
23,6
29,0
29,6
Варианты
Показатели|
1 1
11 1
111 1
IV 1
V |
V! |
VII
топлива
реактивного
3,5
3,5
23,5
3,5
3,5
3,5
3,5
дизельного (Цетановое число —56, содержание серы—0,3% масс.)
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
15,0
печного
—
12,3
—•
6,1
>8,6
9,2
15,3
остаточного котельного
66,0***
1,44*
—
16,I6*
—
2,3е*
—
кокса
—
13,2
13,2
—
7,5
1,0
—
■ Дополнительные капитальные вложения по сравнению с
—
414
438
510
574
619
532
базовым вариантом, млн. долл.
186,4
Дополнительные эксплуатационные расходы, тыс. долл./сут.
—
123,7
173,8
184,0
185,4
13,1
474,0
350,6
Дополнительная чистая прибыль, тыс. долл./сут.
—
197,0
199,8
282,0
264,6
4,0
4,6
Срок окупаемости дополнительных капиталовложений,
—
6,4
6,6
5,5
6,6
ГОДЫ
1
* (0. ч. и. 4-'о. ч. м.):2 = 89,2 с 1,1
** (о. ч. и. + о. ч. м.):2 = 89.
*** Содержание серы —4,3% (масс.).
см» ТЭС/Л. '
4* 10 же, и,0"/о (М^ес.).
“ 1,8% (масс.).
«» 0,5% (масс.).
Таблица VI.21. Свойства легкой и тяжелой аравийской нефтей
. Легкая аравийская.
Тяжелая аравийская
Показатели
нефть
мазут
(и.к. 343 °C)
нефть
мазут (н.к.343 °С>
Плотность р1) 5' 5
0,8524
0,9484
0,8866
0,9895
Содержание, % (масс.)
\.1, 0,09
3,0
0,21
36
3,0
4,6
серы
азота никеля и ванадия,
0,25
0,42 130
Мг/кТ
Коксуемость (по К°нРаД"
—
7,5
—
13,0
сону), % (масс.)
Выход % (об.) н. к. — 1 99 °C
199-343 °C 343—538 °C
>538 °C
30,0
26,8
27,2 16,0
24,8 23,0
23,7
28,5
■к
Таблица VI.22. Выход продуктов при различных схемах переработки нефтяных остатков для НПЗ мощностью 4,7 млн. т)год
Вариант
—-
Показатели
I
И
III
IV
V
VI
легкая аравийская нефть
тяжелая аравийская нефть
Выход, % (об.)
. пропана бензина
топлива
реактивного дизельного остаточного котельного
кокса, т/сут
1,7
42,3
17,0 22,0
18,0
2,4
44,1
19,9
30,8
3,2
41,5
20,1
34,5
765
" 2,2 49,9
15,6
31,6
2,7
43,7
16,2 36,0
2,4
' 45,5
16,0
33,7
Примечание. I базовый вариант, включающий установки атмосферной и вакуумной перегонки, каталитического риформинга, гидроочистки дизельного топлива ККФ газойля, алкилирования, изомеризации бутана; в вариантах II—VI по сравнению с основным вариантом добавляются следующие процессы переработки остатка: II — деасфальтизация гудрона+гидроочистка деасфальтизата (с последующей подачей деасфальтизата на ККФ)+парокислородная газификация асфальтита; III — гидрообессеривание мазут а+замедлениое коксование гудрона; IV — гидрообессеривание мазута+ККФ гудрона; V— гидрокрекинг гудрона (процесс Н-ойл)+ парокислородная газификация остатка (н. к. 538 С) гидрокрекинга; VI — адсорбционная деасфальтизация (процесс ART) мазу- та+гидроочиепса образующихся жидких продуктов+ККФ.
Таблица VI.23. Показатели различных схем переработки гудрона на НПЗ мощностью 4,7 млн. т/год
Показатели
Варианты
I
п
Ш
IV
V
VI
Дополнительные капиталовложения по сравнению с вариантом I, млн. долл.
500
500
465
460
320
Затраты на^нефть, млн. дОлл./год
1168
1095
1095
1095
1095
1095
Эксплуатационные расходы, млн. долл./год
27
61
64
71
64
58
Чистая7прибыль, млн. долл./год
151
283
289
331
295
307
Срок окупаемости дополнительных капиталовложений, годы
—
3,8
3,6
2,6
3,2
2,0
ХАРАКТЕРИСТИКА НПЗ С УГЛУБЛЕННОЙ ПЕРЕРАБОТКОЙ НЕФТИ
Представляет интерес рассмотреть схемы заводов и структуры выходов нефтепродуктов на некоторых НПЗ США и Западной Европы, рассчитанных на глубокую переработку нефти.
НПЗ в г. Суини фирмы «Филлипс» (США) мощностью по первичной переработке нефти 4,7 млн. т/год первоначально (рис. VI.5) был рассчитан на глубокую переработку малосернистой нефти с получением из нее до 92% светлых нефтепродуктов. Однако в связи с ростом доли сернистых нефтей в общем объеме переработки нефти в США завод подвергся реконструкции (рис. VI.6), основной особенностью которой явилось увеличение мощности по первичной переработке нефти (табл. VI.24) и строительство комплекса установок гидрообессеривания мазута (3,2 млн. т/год) и ККФ гидрообессеренного гудрона (2,5 млн. т/год). На реконструированном НПЗ осуществляется практически безостаточная переработка нефти. Здесь и далее в расчетах число рабочих суток в году на установках прямой перегонки принято 345, вторичных процессов — 330.
На НПЗ в г. Корпус Кристи фирмы «Чэмплин петролеум», (США) мощностью по первичной переработке 7 млн. т/год смеси легкой и тяжелой аравийских нефтей (рис. VI.7) была пущена установка деасфальтизации (процесс демекс фирмы ЮОП), что позволило снизить выход остаточного котельного топлива (табл. VI.25).
На НПЗ в г. Паскагуле компании «Шеврон» (США) мощностью по первичной переработке нефти 13,4 млн. т/год доля процессов гидроочистки средних дистиллятов, каталитического риформинга и (суммарно) каталитического и гидрокрекинга составляет 17,8; 22,3 и 39,6% соответственно. Кроме того,
Рис. VI.5. Схема НПЗ в Суини (США) до реконструкции:
_ фракционирование газового бензина; 2 — две установки атмосферной перегонки суммарной мощностью' 4,7 млн. т/год; 3 — установка вакуумной перегонки; 4 — висбрекинг; 5 — С5-изомеризация; 6 — две установки каталитического риформинга, одна — гидрирования бензола; 7 — установка ККФ мощностью 1,5 млн. т/год; 8 — установка алкилирования мощностью 260 тыс. т/год (по сырью);
/ _ газовый бензин; // — нефть; III — газойль; IV — остаток висбрекинга; V — нафта; VI — легкий газойль каталитического крекинга; VII — дымовые газы; VIII — декантированный газойль; IX — бензин каталитическего крекинга; X — алкилат; XI — н-Сс-растворитель; XII — циклогексан; XIII — толуол; XIV — печиое топливо; XV — автобензин; XVI — малосернистое котельное топливо
Рис. VI.6. Схема НПЗ в г. Суини (США) после реконструкции (не заштрихованы установки, построенные при реконструкции):
,2 — установки атмосферной перегонки суммарной мощностью 8,8 млн. т/год; 3 — очистка водорода; 4 — прямое гидрообессеривание мазута; 5 — гидроочистка средних дистиллятов; 6 — фракционирование; 7 — вакуумная перегонка; 8 — установка ККФ остатков (процесс эйч-о-си фирмы «Келлог» мощностью 2,5 млн. т/год); 9 — ККФ газойля; 10 — алкилирование; 11 — Сб-изомеризация, каталитический риформинг и др.; I — нефть; II — водородсодержащий газ с установок пиролиза (с соседнего завода), риформинга, гидроочистки, гидрообессеривания и др.; Ill — фракция С5 и легче; IV — нафта; V — средние дистилляты с установки атмосферной перегонки № 2; VI — средние дистилляты; VII — мазут (н. к. 343 °C); VIII — очищенный водород (97,5% Нг); IX — нефтезаводское топливо; X — печное топливо; XI — вакуумный газойль; XII — гудрон; XIII — газ; XIV — тяжелый атмосферный газойль; XV — бутан- бутнленовая фракция; XVI — бензин каталитического крекинга; XVII — легкий газойль каталитического крекинга; XVIII — декантированный газойль каталитического крекинга; XIX — алкилат; XX — дымовые газы; XXI — топливный газ
имеются значительные мощности по алкилированию. До 1984 г. на заводе перерабатывали смесь (50:50) малосернистой (США) и легкой высокосернистой нефти (главным образом легкой аравийской). При этом выход светлых нефтепродуктов достигал почти 90% (табл. VI.26). В связи с резким повышением цен на нефть руководством компании было решено перейти на переработку менее качественной (и значительно более дешевой) тяжелой аравийской нефти.
Несмотря на существенно меньшее содержание легких фракций в этой нефти, структура выходов светлых продуктов не должна была изменяться.
Рис. VI.7. Схема НПЗ фирмы «Чэмплин петролеум»:
— атмосферная перегонка; 2 — вакуумная перегонка; 3 — гидрообессеривание тяжелых дистиллятов; 4 — ККФ; 5 — деасфальтизация (установка демекс мощностью 0,8 млн. т/год);
I — нефть; II — гудрон; III — асфальтит; IV — вакуумный газойль; V — деасфаль- тнзат; VI — водород; VII — газы и нафта на дальнейшую переработку; VIII — легкий газойль каталитического крекинга; IX — тяжелый газойль каталитического крекинга; X — котельное топливо; XI — бензин каталитического крекинга; XII — фракция С< на .дальнейшую переработку; XIII — дизельное топливо; XIV — керосин
оэтому было решено осуществить реконструкцию завода, для которой пос- ; анализа ряда комбинаций процессов переработки остатков (гидродеметал- изация+ККФ, деасфальтизация+ККФ и др.) было выбрано сочетание провесов гидрообессеривания мазута и замедленного коксования. В ходе ре- онструкции, закончившейся в 1983 г. и потребовавшей около 1 млрд. долл, апиталовложений, были построены установки гидрообессеривания мазута 4 млн. т/год). замедленного коксования остатка (н. к. 552 °C) вакуумной ерегонки гидрообессеренного мазута (3 млн. т/год), гидрообессеривания га- ойля коксования (1,6 млн. т/год) и производства водорода (80 тыс. т/год), также установки алкилирования, аминной очистки, ГФУ, получения серы очистки стоков. Проведенная реконструкция дала возможность, несмотря а ухудшение качества сырья, не только не снизить, но даже увеличить вы- од светлых нефтепродуктов. Одновременно резко сократилось производство остаточного котельного топлива (см. табл. VI.26).
НПЗ в г. Грандпуи фирмы «Элф Акитэн» (Франция) мощностью по первичной переработке 4,5 млн. т/год (рис. VI.8) реконструирован в 1978 г. При этом были построены установки ККФ (0,88 млн. т/год), висбрекинга (0,64 млн. т/год) и алкилирования (170 тыс. т/год по сырью). Выход бензина й средних дистиллятов после реконструкции увеличился с 48,3 до 64,4%, в том числе бензина с 13,3 до 26,6%, выход остаточного котельного топлива составил' 18%.
НПЗ в г. Эссексе фирмы «Мобил ойл» (Великобритания) мощностью по первичной переработке 8,1 млн. т/год. В 1979 г. закончилась реконструкция Завода, в ходе которой построены новые установки: вакуумной перегонки (2,5 млн. т/год), ККФ (1,7 млн. т/год), алкилирования (370 тыс. т/год по
рс. VI.8. Схема НПЗ фирмы «Элф Акитэн» (заштрихованы установки, по- Вгроенные при реконструкции):
Шг- атмосферная перегонка; 2 — гидроочистка нафты; 3 — каталитический риформинг; 4, 5 — гидроочистка средних дистиллятов; 6 — вакуумная перегонка; 7 — ККФ; 8 — висбрекинг; 9 — алкилирование;
— нефть; // — негндроочнщенная нафта; III — сжиженные газы; IV — товарная чафта; V — беизнн; VI — средине дистилляты; VII — мазут; VIII — вакуумный газойль; IX — пропан; X — бутан-бутиленовая фракция; XI — алкилат; XII — бензин каталитического крекинга; XIII — гудрон; XIV — тяжелый газойль и шлам каталитического крекинга; XV — котельное топливо; XVI — газойль висбрекинга; XVII — газ
Таблица VI.24. Материальный баланс НПЗ фирмы «Филлипс»
Показатели
До реконструкции
После реконструкции
Сырье, млн. т нефть
4,7
8,8
газовый бензин
(малосернистая)
2,40
(сернистая) 2,40
бензол со стороны
0,13
0,13
Выход продуктов С2, тыс. м3
971,6
970,2
С3, тыс. м3
1246,6
1326,4
пропилен, тыс. т
51,3
136,3
С4, тыс. т
315,9
209,9
толуол, тыс. т автобензин, млн. т
64,7
55,4
2,28
3,83
нафта, млн. т
—
0,83
дистилляты, млн. т
1,54
2,94
остаточное котельное
0,36
топливо, млн. т
нефтезаводской газ, млн. т мазутных
0,15
0,27
эквивалентов
Таблица VI.25. Выход продуктов на НПЗ фирмы. «Чэмплин петролеум»
Продукты
Без установки демекс
С установкой демекс
Бензин
46,3
45,1
Керосин
7,4
7,7
Дизельное топливо
18,4
26,7
Остаточное котельное топливо
13,8
6,4
Таблица VI.26. Выход продуктов при работе НПЗ фирмы «Шеврон» на максимальное производство бензина
Продукты
До реконструкции
После реконструкции
Сырье
Смесь (50:50)
Тяжелая аравий-
легкой малосернистой и легкой
ская нефть
•ПЛОТНОСТЬ, Pjf’f
аравийской нефтей
0,8654
0,8871
содержание серы, % (масс.)
М
2,8
содержание гудрона, % (об.) Выход, % (об.)
16
27
бензина и нефтехимического сырья
58,6
63,9
средних дистиллятов
29,3
29,5
остаточного котельного топлива
10,3
1,6
кокса
0
5
156
Таблица VI.27. Выход продуктов при переработке смеси легкой ближневосточной и североморской нефтей, % на нефть
Продукты
НПЗ фирмы «Тексако»
НПЗ фирмы «Галф»
до реконструкции
после реконструкции.
до реконструкции
после реконструкции
Сжиженныенефтяные
газы
1
3
2
2
Нафта
4
4
0
4
Нефтехимические продукты (бензол ит. п.)
—
—
0
4
Бензин
14
39
22
38
Средние дистилляты
39
34
35
33
Остаточноекотельное
топливо
42
20
41
19
.• Таблица VI.28. Выход продуктов на НПЗ фирмы «Винтершелл АГ» ; при работе на максимальный выход бензина, % на нефть
—
Продукты
До реконструкции
После реконструкции
Бензин, реактивное топливо, сжижен-
36
47
ный нефтяной газ, бензол Дизельное., топливо, дистиллятное
38
31
котельное топливо
Битумы, кокс, «-парафины, смазочные
10
14
масла, сера
Остаточное котельное топливо
16
8
\ сырью), изомеризации (по сырью 270 тыс. т/год) и висбрекинга / (0,74 млн. т/год). Ввод этих установок позволил увеличить выход бензина ' с 22 до 35% при одновременном уменьшении выхода остаточного котельного топлива с 31 до 22%.
В 1980 г. закончилась совместная реконструкция НПЗ фирмы «Ралф»
(мощность по первичной переработке 4,9 млн. т/год) и НПЗ фирмы «Тексако» (мощность по первичной переработке. 8,4 млн. т/год), расположенных на расстоянии около 2 км друг от друга в Милфорд Хавене (Великобритания). ( На обоих заводах топливного профиля с неглубокой переработкой нефти до //реконструкции имелись установки атмосферной перегонки, риформинга и гид- /роочистки дистиллятов. В ходе реконструкции были построены установки (вакуумной перегонки мощностью соответственно 2 и 3,5 млн. т/год, а также 'вобщие для обоих НПЗ установки ККФ (2,9 млн. т/год), фтористоводородного |алкилирования и изомеризации бутана, что позволило резко увеличить производство светлых нефтепродуктов (табл. VI.27).
г. В состав НПЗ в г. Лингене фирмы «Винтершелл АГ» (ФРГ) мощностью {по первичной переработке 4,5 млн. т/год входили установки атмосферной и вакуумной перегонки, замедленного коксования и каталитического крекинга ^с движущимся слоем катализатора, а также гидроочистки и риформинга.
157
Сравнительно высокая (для европейских НПЗ) доля деструктивных процессов (около 40%) позволяла получать при переработке тяжелых нефтей ФРГ и легких ближневосточных нефтей до 74% светлых нефтепродуктов. Это исключительно высокий показатель для западноевропейских НПЗ. В целях дальнейшего увеличения выхода светлых нефтепродуктов и повышения гибкости производства для удовлетворения сезонного спроса в 1978 г. на НПЗ вместо старой установки каталитического крекинга была построена установка ГК (с водородной установкой) мощностью 1 млн. т/год (табл. VI.28).
ИНТЕГРАЦИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙИ НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
К числу важнейших задач нефтеперерабатывающей промышленности относится обеспечение сырьем нефтехимических производств. Если ряд основных нефтепродуктов (особенно энергетических топлив) может быть замещен альтернативными энергоносителями, то замена нефтяного сырья в качестве основного источника получения важнейших нефтехимических продуктов в близкой перспективе маловероятна. Более того, доля нефти, используемой для производства нефтехимического сырья — наиболее ценных (и дорогостоящих) продуктов переработки нефти, в ближайшие годы должна заметно увеличиться и к 1990 г. составить в капиталистическом мире в целом 8,2% (4,2% в 1970 г.), в том числе в США 7,5% (3,5%) и Западной Европе 11,5% (5,7%). Решение этой задачи сопровождается, в частности, усиленным проникновением нефтяных (нефтеперерабатывающих) фирм в область " нефтехимического производства, что обусловлено главным образом двумя обстоятельствами.
Современные установки получения этилена — наиболее крупнотоннажного продукта нефтехимии — рассчитаны на переработку жидкого сырья, включая газойль. При этом образуется большое число побочных продуктов, многие из которых являются потенциальными компонентами моторных и котельных топлив и реализовать которые успешнее всего могут нефтяные фир- jwbi. С другой стороны, нефтеперерабатывающие компании обладают значительно большей (по сравнению с чисто химическими компаниями) гибкостью в отношении сырья и в зависимости от доступных сортов нефти, сезонного спроса и других факторов могут подавать на пиролиз различные виды сырья: прямогонный бензин, газойль либо их смеси с разным соотношением компонентов.
Например, низкооктановый прямогонный бензин (нафта) или рафинат после извлечения ароматических углеводородов, которые непосредственно нельзя использовать для производства товарных бензинов, могут быть направлены на пиролиз, а высокооктановый бензин пиролиза (после гидрооблагораживания) является прекрасным компонентом автобензина. В то же время на пиролиз можно подавать вакуумный газойль, а прямогонные фракции (бензиновые, керосиновые, дизельные) использовать для производства соответствующих моторных топлив.
Наконец, на базе побочных продуктов пиролиза может быть организован выпуск высокооктановых компонентов автобензина, например МТБЭ или алкилата на основе бутенов либо изомерных гексенов на основе пропилена (процесс димерсол). Это особенно важно в связи с постоянным уменьшением и предстоящим в ближайшей перспективе полным отказом от использования
в бензинах антидетонаторов на основе свинца. Следует подчеркнуть, что утяжеление сырья способствует значительному увеличению доли фракции Сз—С4 в продуктах пиролиза.
Особое значение комбинирование нефтепереработки и производства нефтехимических продуктов (этилена) приобретает в современных условиях, когда на НПЗ во все возрастающем объеме начинает поступать сернистая и высокосернистая нефть. Образующиеся при пиролизе значительные количества водорода могут быть использованы для гидрообессеривания нефтяных фракций, а последние (частично или полностью) в свою очередь могут служить сырьем пиролиза.
Современные установки производства основных нефтехимических продуктов отличаются огромной мощностью и чрезвычайно усложненной технологией и требуют колоссальных капиталовложений (например, в установку" пиролиза мощностью 500 тыс. т/год они составляют свыше 500 млн. долл.), что часто оказывается не под силу химическим компаниям.
Указанные обстоятельства обусловили высокие темпы «химической экспансии» нефтяных фирм. Например, в США доля 24 крупнейших нефтяных компаний в общем объеме продаж химических продуктов в 1978 г. составила 16% против 6% в 1962 г., и из 6 млн. т новых мощностей по производству этилена, которые должны были войти в строй до 1982 г., на долю нефтяных компаний приходится 75%. Необходимо подчеркнуть, что увеличение выпуска дорогостоящей нефтехимической продукции существенно улучшает рентабельность нефтепереработки.
Вероятно, нефтеперерабатывающие компании ограничатся производством основных нефтехимических продуктов (до многотоннажиых термопластов включительно), а получение продуктов тонкого органического синтеза и ряда специальных продуктов сохранится за химическими компаниями, накопившими огромный опыт их производства и реализации. ■
Указанные обстоятельства привели к возникновению в последние годы новой (для многих развитых капиталистических стран) формы заводов — НПЗ химического профиля, т. е. НПЗ, на котором за счет сокращения производства топлив получают значительное количество нефтехимической продукции (главным образом низших олефинов и ароматических соединений) (рис. VI.9). В качестве такого НПЗ можно рассмотреть, например, реконструированный в 1977 г. нефтеперерабатывающий завод в Хьюстоне фирмы «Атлантик Ричфильд» (США) мощностью 17 млн. т/год. В его состав наряду с установками атмосферной и вакуумной перегонки, гидроочистки дистиллятов, каталитического крекинга, коксования и масляного блока входят три установки риформинга для получения ароматических соединений (с блоками экстракции) общей мощностью 4,1 млн. т/год и две установки пиролиза единичной мощностью 590 тыс. т/год этилена.
На каждой установке пиролиза наряду с этиленом можно получать также 363 тыс. т/год пропилена, 275 тыс. т/год бутиленов и бутадиена и 560 тыс. т/год ароматических углеводородов и пиробензина с о. ч. и. выше 90. Сырьем пиролиза служат взятые (в зависимости от складывающейся на заводе ситуации с сырьем) в различном соотношении прямогонный бензин, рафинат с установок риформинга после извлечения ароматических углеводородов, прямогонные дизельные фракции с.к.к. 371 °C и легкий вакуумный газойль 260—416°C (после гидроочистки). Интересно отметить, что наряду с
бензином пиролиза в качестве прекрасного высокооктанового компонента автобензина на заводе используется МТБЭ, производство которого (200 тыс. т/год) организовано на базе изобутилена пиролиза.
В западноевропейских странах НПЗ химического профиля существуют уже около 15 лет. Так, завод в Кельне фирмы «Эссо» (ФРГ) мощностью 5,7 мли. т/год по первичной переработке нефти (и 1,4 млн. т/год поступающего для пиролиза бензина) наряду с установками атмосферной и вакуумной перегонки, гидроочистки дистиллятов, риформинга и производства битумов, имеет установку пиролиза мощностью 450 тыс. т/год этилена и несколько сопутствующих установок.
В .составе НПЗ помимо чисто нефтехимических процессов (пиролиз и др.) Для увеличения производства основных нефтехимических продуктов можно использовать традиционные процессы нефтепереработки. В настоящее время разработаны, например, варианты гидрокрекинга вакуумного газойля для производства максимального количества бензина, применяемого (после риформирования) в качестве источника ароматических соединений. К числу процессов, способных обеспечить выработку значительного количества нефтехимической продукции, относится и каталитический крекинг, при проведении которого на жестком режиме выход олефинов С2—С4 может превышать 30% (масс.).
В условиях сокращения дб^тупиых ресурсов сырья и резкого удорожания последнего за рубежом четко прослеживается стремление химических фирм обеспечить себя надежными источниками сырья. Оно реализуется преимуще-
Рис. VI.9. Схема НПЗ химического профиля:
— атмосферная перегонка; 2 — вакуумная перегонка; 3 — гидроочистка бензина и средних дистиллятов и гидрокрекинг; 4 — гидрообессеривание вакуумного газойля; 5 — гидрообессеривание гудрона; 6 — газофракционирование; 7 — фракционирование
бензина и каталитический риформинг; 8 — каталитический крекинг флюид; 9 — производство (экстракция) ароматических соединений; 10 — производство олефинов <пиролиз); // — алкилирование; 12 — компаундирование бензинов;
— нефть; // — газы<С4; III — бензин и средние дистилляты; IV — вакуумный газойль; V — гудрон; VI— остаточное котельное топливо; VII— нафта; VIII— атмосферный газойль; IX — низкооктановый бензин; X — бензин-рафинат; XI — риформинг- бензин; XII — фракция н-С4; XIII — фракция С3; XIV — сжиженный нефтяной газ; XV — фракция С4; XVI — тяжелый и осветленный крекинг-газойли; XVII — алкилат;
XVIII — крекинг-бензин; XIX — сухой газ; XX — товарный автобензин; XXI — ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы); XXII — этилен; XXIII — прочие продукты пиролиза; XXIV — дистиллятное котельное топливо; XXV — Нз
Таблица VI.29. Материальный баланс НПЗ с различным составом процессов переработки вакуумного газойля и гудрона
Схемы
Показатели
I
П
Ш
IV
Взято, тыс. т/год
нефти
3926,70
3522,30
2578,00
2406,35
топлива со стороны
—
72,80
148,80
Итого
3926,70
3595,10
2578,00
2555,15
Получено, тыс. т/год
600,00'
этилена
600,00
600,00
600,00
пропилена
320,40
329,95
295,60
277,45
бутадиена
79,80
81,70
104,15
91,95
сжиженного газа С4
33,75
37,40
105,65
85,60
\ бензина
1037,50
1076,60
171,30
142,10
бензола
201,10
201,00
184,75
219,00
п-ксилола
209,45
207,45
174,25
189,95
о-ксилола
157,35
156,50
129,90
141,60
котельного топлива (содержание серы 1%)
319,40
14,55
18,25
—
• игольчатого кокса
——
—
серы4
64,20
59,60
43,65
46,75
Итого
3037,40
2750,20
1827,50
1794,40
Общие капиталовложения, млн. долл.
863,5
871,1
775,0
799,0
Срок окупаемости капиталовложений, годы
4
4
4
4
ственио в трех направлениях. Первое предусматривает создание смешанных компаний с нефтяными фирмами и наиболее характерно для ФРГ. Два других рассчитаны на полную независимость от нефтяных компаний. Одно из них заключается в создании собственных нефтеперерабатывающих заводов. Таким путем могут развиваться только крупнейшие химические компании^ например «Дау кемикл», которая в 1980 г. построила в США НПЗ мощностью 10 мли. т/год (капиталовложения — около 350.млн. долл.). Другое направление определяется дальнейшим прогрессом в области технологии пиролиза и представляет собой создание процессов пиролиза сырой нефти. Такие процессы недавно были разработаны химическими компаниями «Дау кемикл» и «Юнион карбайд» (США) совместно с фирмами «Куреха» и «Чиеда» (Япония). Эти процессы позволяют получать до 70% (на нефть) этилена и других нефтехимических продуктов против максимум 40% на действующих современных установках пиролиза.
С созданием процессов пиролиза вакуумного газойля, деасфальтизатов и даже сырой нефти пиролиз можно рассматривать как альтернативу каталитическому крекингу и другим деструктивным процессам, обеспечивающим углубление переработки нефти. Например, был рассчитан материальный баланс (табл. VI.29) для четырех НПЗ химического профиля, различающихся по составу деструктивных процессов переработки вакуумного газойля и гудрона (во всех схемах часть прямогонного бензина направляется на риформинг, часть — на пиролиз, атмосферный газойль полностью поступает на пиролиз). В схемах I и II вакуумный газойль поступает иа каталистический крекинг, в схеме III после предварительной гидроочистки направляется на пиролиз, а
в схеме IV подвергается мягкому гидрокрекингу с последующим пиролизом фракции с н.к. 204 °C. Гудрон в схеме t подвергается прямому гидрообессериванию, а в остальных — деструктивной гидропереработке со степенью превращения 75%. Анализ указанных схем показал, что в определенных экономических условиях использование пиролиза вакуумного газойля оказывается вполне конкурентоспособным по сравнению с применением каталитического крекинга или гидрокрекинга.
Таким образом, создание процессов пиролиза тяжелого сырья в сочетании с разработкой нефтехимических вариантов процессов чистой нефтепереработки (гидрокрекинг, каталитический крекинг) значительно расширяет возможности нефтеперерабатывающих фирм при выборе оптимальных схем глубокой переработки нефти, обеспечивающих высокую гибкость при необходимости получения максимальных количеств моторных топлив или нефтехимического сырья, и одновременно способствует увеличению рентабельности переработки нефти.
Как показывают данные, приведенные в главах V и VI, в настоящее время имеется большое число процессов и их комбинапий, обеспечивающих любую глубину (вплоть до 100%) переработки нефти. Однако не существует какого-то одного универсального процесса либо единой универсальной схемы переработки нефти. Выбор того или иного процесса либо их комбинации определяется в зависимости от конкретной ситуации: локальной структуры спроса на нефтепродукты, наличия различных средств транспорта, региональных норм по охране окружающей среды и т. д., а также от природы нефти, наличия на НПЗ свободных ресурсов водорода и многих других технических, экономических, политических и социальных факторов.
Глава VII
ПУТИ РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ
СНИЖЕНИЕ РАСХОДА НЕФТИ
Значительным резервом экономии нефтяного сырья наряду с углублением переработки нефти является более экономичное ее использование, в производстве нефтепродуктов на существующих НПЗ. Значительное количество нефти (в зависимости от глубины переработки от 3 до 10% и более на нефть) расходуется непосредственно на НПЗ в виде топлива (и потерь). В среднем расход нефти на НПЗ характеризуется следующими данными (в %): тепло для атмосферно-вакуумной перегонки и других процессов ректификации — 55, обогрев реакторов и пр. — 12, резервуаров и зданий — 5, привод насосов и компрессоров — 20, безвозвратные потери (на факеле и за счет испарения) — 8.
Резкое повышение в последнее десятилетие цен на нефть и другие энергоресурсы привело к тому, что расходы на энергию возросли почти до 50% от общих эксплуатационных затрат на НПЗ. Это способствовало осуществле-
нпю ряда технических и организационных мероприятий по экономии энергии на НПЗ. В их числе следует в первую очередь назвать такие:
повышение активности и селективности катализаторов (например, современные катализаторы для процессов гидроочистки позволяют снизить температуру процесса почти на 30 °C по сравнению с катализаторами первого поколения, что эквивалентно снижению удельных затрат тепла в размере примерно 30 МДж/м3 сырья);
совершенствование технологии процессов (например, внедрение процессов высокотемпературной регенерации на установках ККФ или процессов каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора, в последнем случае расход электроэнергии уменьшается на 25% и заметно снижает-, ся расход топлива по сравнению с обычным регенеративным вариантом процесса) ;
использование тепла отходящих газов (например, использование турбодетандера на установке ККФ позволяет снизить расход топлива на 33% при одновременном увеличении выдачи пара на сторону в 2,8 раза);
улучшение обслуживания и поддержания оборудования в рабочем состоящий;
широкое внедрение микропроцессоров и ЭВМ для оптимального управления режимами процессов;
оптимизация технологических схем переработки нефти и общего энергобаланса на НПЗ (интегрирование и оптимизация тепловых потоков, горячее- питание установок, утилизация низкопотенциального тепла за счет использования схем с тепловыми насосами и др.).
Осуществление перечисленных мероприятий обеспечило, несмотря на значительную недогрузку мощностей НПЗ, снижение удельных энергозатрат на переработку нефти в 1981—1982 гг. по сравнению с 1972 г. в США на 20,8% ' (на лучших НПЗ на 45%), во Франции — на 17,8%, Японии — на 22%. При этом абсолютная экономия нефти в США составила около 18 млн. т/год. Безвозвратные потери нефти за этот же период сократились в среднем с 1,1% (на переработанную нефть) до 0,6%.
Примерно 40% экономии было достигнуто за счет снижения потребления- топлива в технологических печах, 24% — сокращения потерь углеводородов, 14, 10 и 10% — уменьшения расхода пара соответственно на технологических установках, в товарно-сырьевом парке и на вспомогательные нужды и обогрев: зданий; 2% — более эффективного сжигания топлива в котельных. При этом около 60% экономии энергии было получено благодаря более четкому регулированию работы установок и оптимизации их обслуживания и только 40% связаны с определенными капиталовложениями для замены оборудования,
К числу основных мероприятий, обеспечивающих дальнейшее снижение расхода нефти на НПЗ, относятся:
наращивание поверхности теплообмена;
более широкое использование комбинированных циклов для совместной выработки тепла и электроэнергии;
улучшение теплоизоляции резервуаров, трубопроводов, арматуры и другого оборудования;
расширение использования тепла дымовых газов для подогрева воздуха;
более гибкое регулирование режима работы не полностью загруженных установок;
более широкое применение вычислительной техники;
улучшение эксплуатации установок за счет повышения квалификации и ответственности персонала.
Все эти мероприятия должны были позволить, несмотря на значительное увеличение мощностей вторичных процессов переработки нефти, к 1985 г. снизить энергопотребление на зарубежных (кроме США) НПЗ еще на 20% по сравнению с уровнем 1982 г. В более отдаленной перспективе следует ожидатб дальнейшего снижения, а в конечном счете и полного исключения использования нефти в качестве топлива на НПЗ путем ее замены углем или продуктами его переработки (газификации и пр.).
ОПТИМИЗАЦИЯ СТРУКТУРЫ ПРОИЗВОДСТВА и качества моторных топлив
Ограниченность мировых запасов нефти и происходящий в последнее десятилетие неуклонный рост цен на нее определили огромный интерес, проявляемый сегодня в развитых капиталистических странах к вопросам экономии нефти и, в частности, к проблеме оптимизации потребительских свойств моторных топлив. В случае автомобильных топлив эта проблема характеризуется прежде всего необходимостью комплексной оценки системы НПЗ — топливо — автомобиль в целом. В связи с этим меняется подход и к оценке экономичности автомобиля: если раньше ее оценивали по величине пробега на единицу потребляемого топлива, то сейчас — по величине пробега на единицу расходуемой нефти, что позволяет учесть затраты сырья на производство данного вида моторного топлива.
В многочисленных технико-экономических исследованиях, выполненных за рубежом, рассматриваются три возможных вида автомобильных топлив (и соответственно двигателей): бензин, дизельное топливо и топливо широкого фракционного состава (ШФС). Точное определение‘ состава последнего отсутствует, наиболее широкие пределы выкипания составляют 40—450 °C. В различных прогнозах высказывается предположение, что с точки зрения экономии нефти и затрат в нефтепереработке наиболее рационально использование топлива ШФС. По расчетам, в США изменение структуры автопарка в сторону увеличения использования (42% всего легкового автопарка в 2000 г.) двигателей, работающих на топливе ШФС (например, двигатель с послойным сжиганием топлива и др.), позволит в 2000 г. сэкономить (по сравнению с нынешней структурой автопарка) 50 млн. т нефти.
Однако реальные перспективы использования двигателей, работающих на топливе ШФС, пока неясны. В то же время в развитых зарубежных странах четко прослеживается тенденция к дизелизации автопарка (в том числе и легкового). Это связано с более высокой топливной экономичностью (примерно на 25%) дизельных двигателей по сравнению с карбюраторными, а также с более высоким выходом на нефть и более низкими затратами на производство дизельных топлив. Предполагается, в частности, что к 1990 г. соотношение бензин : дизельное топливо в общем объеме производства моторных топлив в США и Западной Европе составит 2 6: 1,1 (против 5,5: 1,4 в 1980 г.), а доля дизельных автомобилей в общем объеме продаж новых автомашин в 1985 г. по сравнению с 1980 г. повысится в США с 4,3 до 27%, Франции — с 9,9 до 20%, Великобритании — с 0,7 до 7%, ФРГ — с 8,1 до 15%.
Увеличение производства дизельных топлив (табл. VII. 1) при заданном объеме переработки нефти может быть достигнуто прежде всего путем более широкого использования газойлей вторичного происхождения, в частности, легкого газойля каталитического крекинга. Однако при использовании на установках ККФ современных цеолитсодержащих катализаторов (предназначенных для производства максимального количества бензина) выход и цетановое число крекинг-газойля крайне невелики (табл. VIL2). Для улучшения этих показателей необходимо значительно снизить жесткость режима процесса и использовать сравнительно малоактивные катализаторы. Наряду с разработкой новых специальных катализаторов, характеризующихся низкими скоростями реакций с переносом водорода и обеспечивающих получение газойля со сравнительно невысоким содержанием ароматических соединений (и высоким цетановым числом), в США рассматривается также возможность перехода с современных цеолитсодержащих катализаторов обратно на малоактивные аморфные катализаторы 50—60-х годов. Значительного повышения цетанового числа крекинг-газойля можно достигнуть путем его гидроочистки в жестких условиях (см. табл. VII.2). Однако часто этот процесс сопряжен с -очень высоким расходом водорода и чрезмерно большими эксплуатационными расходами. В этом случае экономичнее может оказаться экстрактивное удаление ароматических соединений или применение присадок, повышающих цетановое число.
Дополнительно ресурсы дизельного топлива на НПЗ можно расширить с помощью процессов висбрекинга и особенно гидрокрекинга. Однако увеличение мощностей этих процессов (особенно гидрокрекинга и гидроочистки газойля ККФ) сопряжено с крупными капиталовложениями и эксплуатационными расходами. В "то же время можно заметно повысить ресурсы дизельных топлив без значительных затрат в нефтепереработке за счет оптимизации требований к качеству топлив по величине цетанового числа, содержанию серы и другим показателям и расширения фракционного состава топлив путем повышения температуры их конца кипения без снижения температуры застывания. Например, в США и Канаде в последние 15 .лет цетановое число дизельных топлив снизилось с 50 до 45—40, что позволило заметно увеличить долю крекинг-газойля (без его облагораживания) в суммарном дизельном фонде. Повысить температуру конца кипения дизельных топлив можно благодаря использованию депрессорных присадок или применению процессов адсорбционной или каталитической (селективный гидрокрекинг н-парафинов) депарафинизации. Например, процесс каталитической депарафинизации фирмы «Мобил» позволяет снизить температуру застывания тяжелого газойля (343—399 °C) с +16 до —23 °C, что дает возможность использовать этот депарафинированный газойль в качестве компонента дизельного топлива. Уже -сейчас в ряде стран ЕЭС допускается, чтобы температура перегонки 90% дизельного топлива составляла 360 °C. Полагают, что к 1990—2000 гг. температура выкипания 90% дизельного топлива может достигнуть 382 °C.
Наконец, ресурсы дизельных топлив можно расширить за счет введения в их состав компонентов ненефтяного происхождения—некоторых видов растительных масел, спиртов и т. п. В настоящее время проводятся испытания таких топлив.
Однако, как показывают расчеты, было бы неверно стремиться к сплошной дизелизации автотранспорта, так как существует некоторая оптимальная
(с точки зрения затрат в нефтепереработке) величина соотношения производства бензина и дизельного топлива на НПЗ. В исследовании, выполненном компанией «Амоко», показано, например, что в условиях США оптимальная доля дизельного топлива в структуре производства моторных топлив составляет примерно 30%.
Увеличение величины пробега на единицу потребляемого топлива для автомобилей с карбюраторными двигателями можно достигнуть путем совершенствования конструкции двигателя, снижения его массы, улучшения конструкции шин и подвески, использования полупроводниковых систем зажигания и электронных систем управления вспрыска топлива и др. Например, в США топливная экономичность бензиновых автомобилей (ТЭА) нового производства с 1978 по 1985 гг. должна была возрасти с 7,6 км/л до 11,7 км/л, причем это достигается в значительной степени за счет уменьшения массы автомобиля, которая за 1975—1985 гг. снижается почти в 1,5 раза.
ТЭА можно значительно улучшить также за счет повышения степени сжатия, что связано с увеличением октановых чисел бензина. В интервале о. ч. и. 90—100 прирост октанового числа на 1 эквивалентен улучшению ТЭА примерно на 1%. Одиако увеличение октановых чисел бензина сопряжено с уменьшением его выхода на. нефть, или при заданном объеме производства бензина с дополнительным расходом нефти (рис. VII.1).
Поэтому за рубежом широко проводятся исследования по оптимизации октановых чисел бензина с учетом минимизации расхода нефти на его получение. Детальное изучение, проведенное с помощью ЭВМ, показало, что для западно-европейских стран оптимальные (с точки зрения расхода нефти) октановые числа бензина составляют 'при содержании ТЭС (в пересчете на свинец) в бензине 0,4; 0,15 и 0,0 г/л, соответственно 96,1, 95,0 и 92,0. Фактические же значения октановых чисел (премиального бензина) составляют в ФРГ (содержание ТЭС 0,15 г/л) — 98—100, Великобритании (содержание ТЭС 0,4 г/л) — 100. Только за счет оптимизации степени сжатия, регулировки угла опережения зажигания и о. ч. и. бензина можно на 13% снизить расход нефти на производство бензина.
иеиефтяных источников (табл. VII.3)иеиефтяных источников (табл. VII.3)Значительная экономия нефти может быть достигнута при использовании в составе бензина различных высокооктановых компонентов (спиртов, эфиров и других кислородсодержащих соединений), которые могут быть получены на основе растительного сырья, биомассы, угля, городских отходов и других
иеиефтяных источников (табл. VII.3)
иеиефтяных источников (табл. VII.3)
К числу важнейших преимуществ кислородсодержащих компонентов (по сравнению с углеводородными) относятся более высокие октановые числа и более полное сгорание, сопровождающееся значительно меньшими выбро-
Рис. VII. 1. Зависимость расхода нефти от октанового числа бензина:
1 — расход нефти на единицу пробега автомобиля; 2 — расход бензина на единицу пробега автомобиля; 3 — расход нефти на производство единицы бензина
сами вредных веществ. Общий недостаток альтернативных компонентов — относительно небольшая теплота сгорания.
В настоящее время в сельскохозяйственных штатах США применяют ■бензин, содержащий 10% этанола, так называемый гэзохол. Гэзохол с содержанием 20% этанола также широко распространен в Бразилии, где его производство основано на дешевом этаноле, вырабатываемом из сельскохозяйственных отходов.
Значительное внимание привлекает к себе возможность использования в составе суммарного бензинового фонда метанола, оптимальная доля которого составляет 15%. В настоящее время бензин с 15% метанола проходит широкие дорожные испытания в ФРГ, Швеции, Новой Зеландии. Однако использование его вызывает ряд существенных трудностей, связанных с коррозионной агрессивностью, токсичностью, расслаиваемостью в присутствии малейших примесей воды и некоторыми другими отрицательными свойствами этого спирта.
Метанол может найти так же широкое применение в качестве сырья для получения обычного бензина (процесс конверсии на цеолитных катализаторах компании «Мобил ойл») или МТБЭ.
В отличие от метанола МТБЭ нетоксичен, не вызывает коррозии и не расслаивается с бензином в присутствии воды. Добавление 10—15% МТБЭ повышает о. ч. и. и о. и. м. бензина на 2—5 пунктов. Все это объясняет быстрый рост мощностей по производству МТБЭ: первая промышленная установка получения МТБЭ мощностью 100 тыс. т/год была пущена в 1973 г. вИталии, а уже в 1983 г. в США выпуск МТБЭ осуществлялся на 12 установках общей мощностью 1,3—1,4 млн. т/год, в Западной Европе в 1983 г. было получено около 620 тыс. т/год МТБЭ. Единичная мощность установок по производству МТБЭ в США колеблется в пределах 12—280 тыс. т/год, а в Запад- । ной Европе — 15—120 тыс. т/год. В 1985 г. потребность в МТБЭ должна / была составить з Западной Европе 1,21 млн. т/год, США — 1,67 млн. т/год, / Японии — 1,52 млн. т/год.
При использовании кислородсодержащих компонентов, обладающих большим запасом по октановому числу, помимо чисто физического сокращения объема нефти- на производство заданного количества товарного бензина снижается ее расход благодаря смягчению требований к октановым характеристикам углеводородных компонентов бензина и, следовательно, уменьшению жесткости процессов производства этих компонентов.
Широкое использование МТБЭ и других высокооктановых кислородсодержащих соединений в составе суммарного бензинового фонда может значительно повлиять на структуру производственных мощностей нефтеперерабатывающей промышленности- (табл. VII.4). Применение высокооктановых кислородсодержащих соединений в качестве компонентов автобензина позволяет обеспечить необходимое качество товарного бензина при значительно меньшем увеличении мощностей вторичных процессов и заметной экономии нефти. В 1983 г. в странах Западной Европы в составе суммарного фонда автобензинов было использовано 1,2 млн. т высокооктановых кислородсодержащих соединений (МТБЭ, оксинола и др.), или 1% от общего объема суммарного фонда автобензинов.
Следует подчеркнуть, что для исследований по оптимизации использования автомобильных топлив характерно комплексное рассмотрение различных
факторов, воздействующих на эффективность как нефтепереработки, так и автомобильной промышленности (затраты на разработку и освоение серийного выпуска автомобилей новых марок), систем хранения и распределения топлива, мероприятий по охране окружающей среды и др.
В близкой перспективе маловероятно появление реальной альтернативы реактивному топливу, полученному из нефти. Быстрые же темпы развития авиационного транспорта требуют значительного увеличения его производства. В связи с этим в развитых зарубежных странах в последние годы идут по пути расширения фракционного состава реактивных топлив за счет повышения температуры конца кипения, сопровождающегося снижением требований к качеству топлив (содержанию ароматических соединений, температуре застывания и Др.), что стало возможным благодаря оптимизации конструкций авиационных двигателей. В частности, максимальное содержание ароматических-соединений в реактивных топливах было повышено до 25% (об.) против 20% (об.) ранее (доля топлив с содержанием ароматических соединений до 25% составляет в США около 30% от общего объема производства реактивных топлив, в Западной Европе — 15%). Заметно снизились и требования к температуре застывания реактивных топлив. Например, в западноевропейских странах температура застывания топлива JA-1 для гражданской авиации повышена с —50 до —47 °C. Все эти мероприятия позволяют экономить значительное количество нефти, необходимой для получения заданного количества реактивного топлива. . '
ПЕРЕРАБОТКА «СИНТЕТИЧЕСКОЙ» НЕФТИ
Во многих капиталистических странах наряду с осуществлением комплекса мер по более экономному использованию нефти рассматривается вопрос о расширении ресурсов сырья для производства традиционных нефтепродуктов за счет использования различных видов «синтетической» нефти (сланцевой смолы, битуминозной нефти, продуктов ожижения угля и др.), суммарные ресурсы которых намного превосходят запасы обычной нефти. Активное участие в изучении возможностей переработки на НПЗ синтетической нефти принимают ведущие нефтяные компании, заинтересованные в диверсификации источников обеспечения своих заводов сырьем.
По своим свойствам синтетические нефти близки к остаткам обычных нефтей (табл. VII.5). Следовательно, принципиально одинаковой должна быть и технология их переработки, которая сводится прежде всего к увеличению соотношения Н: С, а также к снижению содержания серы, азота и металлов в нефтепродуктах по сравнению с сырьем. К числу процессов, способных обеспечить решение этой задачи, относятся действующие и перспективные процессы переработки остатков (коксование, ККФ, ГК и др.). Наиболее универсальным способом переработки тяжелых и синтетических нефтей, позволяющим получать продукты высокого качества, является гидрооблагораживание.
Ряд тяжелых и битуминозных нефтей (с содержанием тяжелых металлов до 500 мг/кг), а также сланцевая смола, отличающаяся небольшим со-
держанием металлов, могут быть подвергнуты гидрообессериванию на установках со стационарным слоем катализатора (табл. VII.6). При этом большую роль играет правильная комбинация катализаторов гидродеметаллизации и гидрообессеривания. Для переработки более неблагоприятного сырья следует использовать процессы с суспендированным или кипящим слоем катализатора.
Особое внимание в качестве перспективной альтернативы нефти в последние годы привлекают продукты ожижения угля или синтетическая угодная нефть (СУН), поскольку запасы угля особенно велики и имеются во многих странах мира. Многочисленные исследования, проведенные главным образом в США и ФРГ, а также в Австралии, Великобритании, Канаде и некоторых других странах как в лабораторном, так и в пилотном масштабе, выявили принципиальную и техническую возможность превращения СУН в высококачественные топлива (бензин, дизельное, реактивное, печное, котельное) с применением традиционных процессов нефтепереработки — гидроочистки, гидрокрекинга, каталитического крекинга и каталитического риформинга.
Основные факторы, определяющие выбор схемы переработки СУН, — пределы выкипания и элементный состав, которые в свою очередь зависят от способа и процесса ожижения угля, а также от свойств исходного угля (происхождение, степень метаморфизма, содержание минеральных веществ, структура органической массы угля).
Содержание водорода в СУН составляет 9—10% (масс.), в то время как в цельной нефти оно равно (в % масс.) 11,0—14,5, остаточном котельном топливе — 9—12, высокооктановом бензине — 11,0—11,5, дистиллятном котельном топливе — 12—14, реактивном топливе — 13,5—14%. Содержание серы в СУН и ее фракциях заметно ниже, а содержание азота — значительно выше, чем в обычных нефтях (табл. VII.7). Содержание кислорода в СУН обычно превышает 1% — и часто составляет более 2%.
Следовательно, для получения высококачественных моторных топлив из СУН ее необходимо подвергать глубокой гидроочистке с целью удаления до 99% азота и кислорода. Удаление гетероатомов необходимо и с точки зрения сохранения продолжительной работоспособности катализаторов последующих процессов переработки СУН в моторные топлива и химическое сырье.
Прямогонные бензиновые фракции СУН характеризуются высоким содержанием нафтенов, меньшим — ароматических соединений, низким — парафиновых углеводородов (табл. VII.8).
Переработка прямогонной бензиновой фракции СУН в высокооктановый компонент товарного бензина включает процессы гидроочистки и каталитического риформинга. В опытах с фракцией н. к. — 200 °C, полученной из СУН (усовершенствованный процесс Бергиуса—Пира ), наиболее эффективной
оказалась жесткая двухступенчатая гидроочистка сначала на кобальт-молибденовом катализаторе, затем — на никель-молибденовом. Октановые числа бензина (97,5 по исследовательскому и 85,4 по моторному методу), полученного при риформинге продуктов двухступенчатой гидроочистки, соответствуют стандартным для премиальных бензинов, но его плотность гораздо выше стандартной. Такой риформат может быть хорошим высокооктановым компонентом суммарного бензинового фонда.
Выход ароматических соединении С6—С8 при риформинге нафты СУН на 50—80% выше, чем при использовании обычной бензиновой фракции (из нафты SRC-II—44%, эйч-коул— 60% и более, NCB — 81—83%, а нз бензиновой фракции кувейтской нефти — только 40%).
Выход водорода при риформинге нафты нз двух типов СУН (табл. VIL9) значительно больше его расхода на предварительную гидроочистку бензиновой фракции и заметно больше, чем при риформинге бензиновой фракции обычных нефтей. Избыток водорода может быть использован для гидрогенизации угля или предварительной гидроочистки СУН и ее фракций.
Средние фракции СУН обычно Характеризуются очень высоким содержанием ароматических соединений — 50—70% и более (табл. VII.10). Для сравнения, например, в керосиновой фракции (150—250 °C) смеси канадских нефтей насыщенные углеводороды составляют 81% (°б.), ароматические соединения 19% (об.), во фракции 160—330 °C той же нефти — 7 3 и 2 7% (Масс.) соответственно. При таком групповом составе средних фракций СУН для получения дизельного и реактивного топлив требуется жесткая гидроочистка (гидрирование) в целях деароматизации. Однако требуемые очень жесткие условия гидрирования и большой расход водорода делают этот вариант переработки средних фракций малоэкономичным. Так, для снижения содержания ароматических соединений на 20% (с 40 до 20% масс.) расход водорода на гидрирование составляет примерно 90 м3 на 1 м3 продукта (для СУН эйч-коул и SRC-II).
Средние фракции СУН могут быть использованы также в качестве сырья для получения бензина с помощью процессов каталитического крекинга или гидрокрекинга. Одиако высокая ароматичность средней фракции в случае ККФ приводит к низкой конверсии и большому выходу кокса. Обычно конверсия негидроочищенной фракции при ККФ составляет 30—50% (об.), выход кокса— 1-1—15%; о. ч. и. (без ТЭС) крекинг-бензина равно 100 и выше, но выход бензина низок—15—25%. Предварительная гидроочистка средней фракции позволяет улучшить эти показатели: конверсия увеличивается до 70% при умеренной гидроочистке и даже до 78% при жесткой гидроочистке; выход бензина возрастает до 43 и 55%, а выход кокса уменьшается до 9 и 7% соответственно. Октановое число при этом остается достаточно высоким — 97 и 65 соответственно. Оптимальные результаты получаются при содержании водорода в сырье ККФ около 11,5—12%.
Гидрокрекинг средней фракции СУН проводят примерно при тех же тем- ■ пературах и объемных скоростях, но при более высоком1 (на 3—5 МПа) давлении, чем гидрокрекинг обычных нефтяных дистиллятов.
Сопоставление процессов ККФ и гидрокрекинга для переработки средних фракций СУН (SRC-II и эйч-коул) в бензин показало, что в связи с необ-
ходимостью жесткого гидрирования сырья перед ККФ этот процесс менее эффективен с точки зрения выхода бензина, чем гидрокрекинг с предшествующей гидроочисткой. Легкой или умеренной жесткости гидроочистки обычно достаточно, чтобы из средней фракции СУН получить стабильный компонент дистиллятного котельного топлива, а после жесткой гидроочистки фракция может быть использована в качестве такого топлива без каких-либо ограничений.
В целях наиболее квалифицированного использования продуктов ожижения угля возможно несколько принципиальных схем переработки СУН в моторные топлива н в нефтехимическое сырье.
Схемы, нацеленные на максимал^ое производство бензина или ароматических углеводородов, включают:
гидроочистку СУН высокой жесткости;
двухступенчатый гидрокрекинг средней фракции;
разделение продуктов гидрокрекинга на газы, легкий бензин, тяжелый бензин — сырье риформинга и остаток, рециркулирующий через реактор гидрокрекинга;
каталитический риформинг.
В «ароматическом» варианте по сравнению с «бензиновым» значительно ужесточается режим каталитического, риформинга и добавляется установка экстракции ароматики. Жесткость риформинга выбирается максимально допустимой при условии заданной продолжительности межрегенерационного пробега установки (табл. VII.11).
Оценка ряда схем переработки СУН в топлива показала, что на расходы на переработку сырья влияют прежде всего ассортимент и относительная структура вырабатываемых топлив. Жесткость процесса первоначальной очистки СУН влияет на расходы гораздо меньше. Расходы на переработку СУН (эйч-коул) в зависимости от ассортимента вырабатываемых топлив, оцененные фирмой «Шеврон», на 1 м3 автобензина и котельного топлива составляют примерно 63 долл., автобензина и реактивного топлива — 88, автобензина — 100 долл.
Наиболее высоки расходы на переработку по схеме, нацеленной на максимальную выработку бензина, так как В' этом случае жесткой гидроочистке подвергается вся СУН, а средние фракции гидрокрекируются с получением нафты и с последующим риформингом ее в высокооктановый бензин. В промежуточном по стоимости варианте средние дистилляты перерабатывают в реактивное н дизельное топлива. Наименьшие затраты характерны для схемы выработки бензина и котельного топлива. В этом случае нафта риформируется в высокооктановый бензин, а переработка остальной части СУН в котельное топливо связана только с неглубокой гидроочисткой и малым расходом водорода. Вариант получения лишь котельного топлива нецелесообразен при пониженном спросе на этот вид топлива.
Если сравнить стоимость переработки СУН со стоимостью нефтепереработки с получением одинакового ассортимента топлив, то разница в затратах на переработку оказывается не так велика — на 10% выше, чем прн обычной нефтепереработке." Объясняется это тем, что СУН практически не содержит тяжелых остаточных фракций, выкипающих выше 540 °C. Кроме того, при
риформинге СУН значительно больше выход водорода, который необходим для проведения гидропроцессов.
В целом стоимость переработки СУН на новых, специально построенных заводах составит 63—126 долл/м3, на существующих — 38'—76 долл/м3 (в- долларах 1980 г.).
Во всех вариантах стоимость производства водорода составляет около 40% всех расходов на переработку СУН, так как потребление водорода очень велико. Например, для деазотирования СУН с начальным содержанием азота 1% расход водорода (м3/м3 продукта) составляет: до остаточного содержания азота 1000 мг/кг —264, 100 мг/кг — 317, 10 мг/кг — 370.
Вариант совместной переработки обычной нефти и СУН на НПЗ. интересен не только из-за ограниченности в Низкой перспективе ресурсов' СУН, но и потому, что в этом, случае обеспечивается возможность производства полного ассортимента традиционных топлив. Расчеты показывают наибольшую экономичность переработки СУН именно в этом варианте.
СУН можно перерабатывать совместно с обычной нефтью на современных НПЗ, рассчитанных на высокосернистое сырье. Для этого СУН следует подвергнуть гидроочистке с тем, чтобы содержание водорода В' ней было доведено примерно до 12%. Для этого потребуется крупная установка гидроочистки сырья. Возможно, что экономически оптимальным вариантом окажется предварительная гидроочистка СУН не на НПЗ, а на заводе ожижения угля, так как транспортировать гидроочищенную СУН проще и дешевле.
По схеме совместной переработки гидроочищенная СУН фракционируется на нафту и средние дистилляты. Нафта после дополнительной гидроочистки объединяется с аналогичным погоном атмосферной перегонки нефти и направляется на каталитический риформинг. Средние дистилляты СУН объединяются с вакуумным газойлем и после дополнительной гидроочистки направляются на установку ККФ для выработки крекинг-бензина и компонента печного топлива. Согласно такой схеме дизельное, реактивное и большая часть печного топлива вырабатываются из атмосферных дистиллятов высокосернистой нефти с последующей гидроочисткой соответствующих погонов. Такая схема позволяет минимизировать расход водорода и осуществить экономичное производство полного ассортимента топлив в наиболее благоприятном их соотношении. Поскольку производство высокосернистых продуктов не допускается и из СУН не вырабатывается ни дизельное, ни реактивное топливо (т. е. не используются гидропроцессы высокой жесткости], то ценность СУН на таком заводе даже выше, чем ценность высокосернистой нефти.
Фирмой ЮОП был проведен расчет экономической эффективности совместной переработки смеси аравийской нефти (65% легкой и 35% тяжелой) с СУН (эйч-коул или SRC-II) на специально предназначенном для этой цели НПЗ. Рассматривались варианты, когда доля СУН в сырье составляла 5, 10 и 30%. На заводе должны получать бензин и дизельное топливо в соотношении от 0,7:1 до 2,0:1, а также малосернистое котельное топливо. Было изучено, обсчитано и оптимизировано большое число вариантов. Результаты показали, что для соотношения бензин : дизельное топливо, равного 1, предпочтительно применение только гидроочистки,‘для соотношения >1,5 предпочтительна схема с риформингом и гидрокрекингом СУН.
В целом в перспективе можно, вероятно, представить следующую последовательность «проникновения» угля на НПЗ:
использование угля в качестве нефтезаводского топлива;
применение угля в различных процессах газификации для получения водорода в целях обеспечения все возрастающих потребностей НПЗ bi водороде, а также для производства метанола (сырья для получения МТБЭ и смолил» — бензина);
переработка СУН, первоначально, вероятно, в смеси с обычной нефтью, а затем в чистом виде.
Реальные перспективы широкого использования синтетической нефти на НПЗ в значительной степени определяются соотношением затрат на ее добычу и переработку по сравнению с обычной нефтью (табл. VII.1'2). Наряду с этим значительное влияние оказывают также некоторые специфические для каждой страны факторы политического, географического, социального и т. д. характера. Уже сейчас в мире есть четыре крупных предприятия по получению -синтетической нефти: завод производства' СУН в ЮАР мощностью по нефти В мли. т/год, два завода по переработке битуминозных песков в Канаде (суммарной мощностью 6,2 млн. т/год) и завод переработки сланцев мощностью <0,5 млн. т/год в США. Кроме того, в настоящее вре.мя во всем мире в различной стадии планирования, проектирования и строительства находятся 49 различных проектов производства синтетического топлива. Только в 1984 г. на их реализацию затрачено 1,8 млрд. долл.
Таблица VIL1. Основные характеристики дизельных топлив (1981 г.)
Показатели
США
Великобритания
Италия
Франция
ФРГ
ПЛОТНОСТЬ, Г/см3
Не опре-
0,820—
0,805—
0,81 —
0,815—
деляется
0,855
0,865
0,89
0,855
Температура вспышки, °C
>51,7
>55
>55
55—120
>55
Перегоняется при 350 °C, %
>90
(357 °C)
>90
(357 °C)
>85
>85
>85
Вязкость при 20 °C, сСт
2—4,3 (37,8 °C)
1,6—6 (37,8 °C)
2—5,3 (37,8 °C)
<9,5
1,8-10
Содержание серы, % (масс.)
<0,5
<0,3
<0,8 (0,5)
<0,3
<0,3
Цетановое число, не менее
Таблица VIL2. Основные ха)
40]45
эактеристики компоь
48
тентов
50
45
суммарного фонда дизельных топлив
Показатели
Атмосферный газойль
Легкий крекинг- газойль
Легкий крекииг- газойль после жесткой гидроочистки
Газойль висбрекинга
Плотность, г/см3
0,850
0,921
0,878
0,837
Вязкость при 20 °C, сСт
5,8
4,9
9,2
3,8
Температура помутнения, °C
— 10
—5
‘ —5
— 15
Содержание ароматических уг-
28
67
46
25
леводородов, % (масс.) Цетановое число
50
21
39
44
■
Таблица VII.3. Характеристика высокооктановых неуглеводородных компонентов автобензина
Соединение
о. ч. и.
О. ч. м.
Давление паров по Рейду. ММ рт. ст.
Теплота сгорания, МДж/кг
Температура кипения, °C
Метанол
105
92.
422
22,3
64,6
Этанол
104
92
211
29,8
78,4
Изопропанол
104
95
105
33,5
82,4
трет-Бутанол
105
97
105
35,6
82,8
Изопропиловый эфир
118
97
281
39,5
69,0
Метилтретбутиловый эфир (МТБЭ)
115
98
562
35,1
55,0
Метилтретамиловый эфир (МТАЭ)
112
99
—
—
—
Товарный автобензин
регулярный
90—93
81—83
0,50—0,85
10610
30—200-
премиальный
98
88
0,50—0,85
10400
30—200
Таблица VII.4. Возможные изменения мощности вторичных процессов в странах ЕЭС при различном содержании высокооктановых кислородсодержащих соединений в автобензине, млн. т!год
Процесс
1 980 г.
1990 г.
°
(масс.)’*
10% (масс.)**
Каталитический риформинг
92,0
71,0
65,0
57,5
Каталитический крекинг
45,1
64,0
60,5
54,0
Висбрекинг
23,5
53,0
51,0
48,5
Гидрокрекинг
4,3
15,0
15,0
17,0
Деасфальтизация
—
8,5
8,5
8,5
Коксование (флюид и флексикокинг)
1,4
3,3
3,3
3,3
* В том числе 0,83 % МТБЭ. 1,66 % ТБС и метанола, 2,51 % метанола и тяжелых спиртов.
** В том числе 1,38 % МТБЭ, 2,76 %ТБС и метанола, 5,86 % метанола и тяжелых спиртов.
Таблица VII.5. Свойства различных синтетических нефтей^
Остаток (гудрон)
1
§ =
X
Показатели
« о
® 5
I?
Ре
X
Н и
Sy S3 § =
'о Ю s * £ с х
Q, ^ ^
Л 3 я
X х чэ
° S н Яч ° 11 С £>т
Плотность Pj^j
Содержание, % (масс.)
1,0497
1,0298
1,0028
0,9279
1,0100
0,8735
серы
5,6
3,6
4,1
0,7
4,7
0,15
азота
0,4
0,9
—
1,8
0,5
0,4
никеля и ванадия
260
550
468
(40)
325
2(0,5)
(мышьяка), мг/кг
Выход, % (об.)
бензина
—
—
1
14,14*
| 14,0
. 52,8
средних дистиллятов
—
—
11
20,6*
43,2
остатка (>343 °C) •
—
—
88
65,0*
86
4,0**
* В % (масс.). •♦ 343-566 °C.
Таблица VIL6. Влияние гидрообессеривания на свойства тяжелых и сланцевых нефтей
Тяжелая венесуэльская нефть
Сланцевая иефть
Показатели
до гидрообессеривания
после
гидро- обессери -
вания*
до гидрообессеривания
после , гидрообессери
вания*
Плотность, Pig’5
1,0028
0,9123
0,9303
0,8453
Содержание, % (масс.)
серы
4,13
0,28
0,75
0,00027
азота
—
—
2,13
0,05
никеля и ванадия, мг/кг
468
27
34**
0,003**
Продолжение табл. V.
Показатели
Тяжелая венесуэльская н ефть
Сланцевая нефть
до гидрообессеривания
после
гидрообессеривания*
до гидрообессе
ривания
после гидрообессеривания*
Выход на нефть, % (об.) бензина (С5—191 °C) средних дистиллятов (191—343 °C) вакуумного газойля (343—565 °C) гудрона (н. к. 565 °C)
Разгонка, °C н. к.
10% об. выкипает при 30% об. выкипает при 50% об. выкипает при к. к. к. к.
39
49
7,5
32
43
23
56
265
374
426
574
104
213
281
351
530
тура^?^ ^c^o^^^^«—“А «па, темпера-
Содержание мышьяка.
Таблица VII.7. Фракционный состав и свойства СУН
Фракция
СУН
Обычная нефть
4
содержание, % (масс,)
О
О
содержание, % (масс.)
серы
азота
серы
азота
Бензин С5—204 °C
Атмосферный газойль 204— 343 °C
Вакуумный газойль 343—538 °C Вакуумный остаток 538 °C и выше
15-35
40—60
10—20
0,1—0,2 0,2
0,4—0,7
0,2—0,8 0,4—1,0
1,0-1,5
25
25
30
20
0,3 1,4
3,0 5,0
0,01
0,07 0,3
Таблица VI 1.8. Свойства нафты различных СУН
Групповой состав, % (об.)
SRC-II, н. к,—204 °C
Эйч- коул , н. к.— 177 °C
Фракция н. К.—
I 9о°с канадской нефти
образец
1
2
3
Парафины Нафтены
23,8
62,3
8,2 61,0
13,9
71,5
7,2
13,6
41,3
33 9
55
Ароматические соединения
13,9
30,8
10
Углеводороды С1о и выше
*
7,4
11,2
* Включены в ароматические соединения.
Таблица VI 1.9. Показатели процесса риформинга различных типов нафты
Показатели
Нафта
СУН (эйч-коул)
СУН (SRC-II)
обычной нефти
Октановое число риформата (без ТЭС)
94—102
88—100
90—98
Расход водорода на гидроочистку 1 м3 нафты, м3
85
100
10
Выход водорода при риформинге, м3/м3 нафты
220—340
210—400
145—220
То же, за вычетом его расхода на гидроочистку
135—255
110—300
135—210
Выход фракции С5 и выше при риформинге, %
88—93
86—93
80—85
Таблица VII.10. Групповой состав средней фракции (204—325 °C) СУН, полученных при ожижении различных углей США
Содержание, % (масс.)
Образцы
1
2
3
4
5
6
7
8
Насыщенные углеводороды
Ароматические соединения
54,9
43,1
29,0
71,0
42,1
57,9
45,3
54,7
50,0
50,0
56,4
43,6
75,0
25,0
48,8
51,2
Таблица VII.11. Технико-экономические показатели вариантов переработки СУН (эйч-коул), направленных на получение бензина или ароматических углеводородов (7950 м3(сут)
Показатели
Вариант переработки
«бензиновый»
«ароматический»
Расход СУН, м3/сут Мощность установок, м3/сут
8140
8570
гидрокрекинг/каталитический риформинг
8700/6680
9460/8760
производства водорода
2350000
1756000
экстракции ароматических соединений Жидкие продукты, м3/сут
—
7090
С 4—С5
—
1590
Ce Сд
—
5090
рафинат
—
1270
автобензин
7950
—
Выход жидких на СУН, % (об.)
98
93
Капиталовложения, млн. долл, в том числе в установки
895
1150
гидрокрекинга/каталитического риформинга
250/65
265/95
производства водорода
105
85
экстракции ароматических соединений
—
100
Эксплуатационные расходы, млн. долл./год
50
60
Затраты на переработку СУН в жидкие продукты (без стоимости СУН), долл./м®
110
138
VII
Таблица VIL 12. Показатели производства нефтепродуктов из обычных, тяжелых и синтетических нефтей {для переработки 15900 м^кут сырья)
Показатели
Смесь (65:35) легкой и тяжелой аравийской нефтей
Тяжелая босканская нефть
Синтетическая нефть
продукты гидрогенн- зациоииого ожижения
угля (эйч-коул)
сланцевая
Сырье
ПЛОТНОСТЬ р!?’5
‘15,5
0,8644
0,9993
0,8735
0,9267
содержание
серы, % (масс.)
2,09
5,8
0,15
0,83
азота, % (масс.)
0,09
0,65
0,37
1,9
никеля и ванадия, мг/кг
34,9
1350
2
2,3
мышьяка, мг/кг
0,0
0,0
0,5
20
содержание фракции н. к.—566 °C
82,07
41,06
100,00
1,00,00
Выход продуктов стандартного качества, % масс.) на сырье сжиженных нефтяных газов
6,97
4,88
3,46
—-
бенз ина
50,42
45,76
54,44
9,2
топлива
реактизнагэ (JP-6 )
.—
—
—
67,3
дизельного
.—
—
—
4,7
дистиллятного котельного
27,57
26,42
31,98
• —■
остаточного котельного
0,36
—
—-
——
Затраты на добычу (производство) нефтяного сырья, долл./м3
31,4
57,9
251,6—314,5
182,4—207
Приведенные затраты на переработку нефти, долл/м3
66,7
134,6
53,4
80,5
Суммарные затраты на добычу (производство) и переработку нефти, долл./м3
98,1
192,5
305,0—357,9
262,9—288,0
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Ограниченность мировых запасов нефти и резкое возрастание цен на нефть после энергетического кризиса 1973 г. способствовали изменению структуры спроса на нефтепродукты в сторону увеличения спроса на моторные топлива и нефтехимическое сырье. Возникший дисбаланс в структурах потребления и производства нефтепродуктов привел к значительной недогрузке мощностей нефтепереработки и резкому снижению рентабельности этой отрасли промышленности.
В связи с этим наряду с сокращением большого количества мощностей по первичной переработке нефти путем консервации или закрытия ряда установок и заводов возникла задача углубления переработки нефти в целях получения из нее "максимального количества светлых нефтепродуктов. Данная^ задача решается путем интенсивного наращивания мощностей процессов деструктивной переработки нефти. Отмеченная тенденция, которая по прогнозам сохранится и в перспективе, должна в конечном счете повсеместно привести к практически безостаточной переработке нефти в наиболее ценные светлые нефтепродукты. Это характерно для многих НПЗ США, где реализуется программа второго этапа углубленной переработки нефти — деструктивной переработки остатков. В других развитых капиталистических странах в настоящее время успешно решается задача деструктнвной переработки тяжелого дистиллятного сырья — программа первого этапа углубленной переработки нефти.
В рамках решения проблемы увеличения выхода из нефти светлых нефтепродуктов следует "рассматривать и характерную для последних лет тенденцию создания НПЗ химического профиля, что позволяет значительно повысить выпуск наиболее ценной продукции переработки нефти—нефтехимического сырья, и тем самым способствует улучшению рентабельности нефтепереработки.
Необходимо подчеркнуть, что имеющиеся в настоящее время деструктивные процессы дают возможность практически полностью переработать нефть любого качества (включая и синтетическую) В' светлые нефтепродукты. Однако какого-то одного универсального процесса или схемы, обеспечивающих такую переработку, не существует. Выбор того или иного процесса или их комбинации в каждом конкретном случае зависит оТ ряда факторов (природы сырья, необходимого ассортимента продуктов, наличия на НПЗ свободных ресурсов водорода и др.). Поэтому за рубежом наряду с совершенствованием действующих и созданием новых процессов переработки остатков особое значение придается проведению сопоставительных технико-экономических исследований, обеспечивающих выбор- оптимальной схемы переработки остатков.
Другой важнейшей проблемой нефтеперерабатывающей промышленности последнего пятнадцатилетия, которая сохраняет свое значение и на перспективу, является необходимости улучшения качества нефтепродуктов с точки зрения их безвредности для окружающей среды’ (отказ от этилирования автобензинов, снижение содержания серы в дизельном и котельном топливах). Для решения этой проблемы в условиях ухудшения качества (увеличение содержания серы) нефтей требуется ускоренное развитие вторичных процессов переработки нефти — таких, как риформинг и гидроочистка (гидрообессеривание). По среднегодовым темпам прироста мощностей процессы гидро-
очистки (гидрообессеривания) нефтяных дистиллятов и остатков, безусловно, являются лидирующими среди всех вторичных процессов, нефтепереработки.
В1 условиях резкого повышения цен как на нефть, так и на энергию в целом и часто возникающей неопределенности с поставками нефти особое внимание придается снижению материале- н энергоемкости продукции, что связано с дальнейшим совершенствованием процессов переработки нефти (особенно вторичных каталитических процессов). Наряду с повышением гибкости этих процессов по сырью проводится большая работа по увеличению их эффективности и избирательности (создание более активных и селективных катализаторов, разработка принципиально новых технологий и т. п.).
Снижение энергоемкости технологических процессов1 — важный фактор экономии нефти на НПЗ. Помимо этого в нефтепереработке с каждым годом все увеличивается число различных организационных и технических мероприятий по экономии энергии (оптимизация теплообмена, утилизация тепла отходящих потоков, широкое использование систем автоматизации и контроля на основе ЭВМ и др.), что дает возможность, несмотря на растущую глу- ' бину переработки нефти и возросшую насыщенность НПЗ вторичными про- - цессами, не только не увеличить, но даже снизить «собственное» потребление нефти на НПЗ.
В условиях резкого удорожания нефтяного сырья важным фактором рационального использования нефти становится оптимизация требований к качеству некоторых нефтепродуктов, в частности, таких массовых продуктов нефтепереработки, как бензин и дизельное топливо (оптимизация требований по октановому и цетановому числам), позволяющая снизить удельные затраты нефти на производство этих продуктов.
Однако какие бы меры по экономии нефти ни предпринимались, в обозримой перспективе (по различным прогнозам не более чем через 30—100- лет) нефтеперерабатывающая промышленность может столкнуться с нехваткой нефтяного сырья. Поэтому в настоящее время во многих капиталистических странах рассматривается вопрос о расширении ресурсов производства традиционных нефтепродуктов за счет использования ненефтяного (синтетическая нефть) сырья, например- сланцевой, битуминозной нефти или продуктов ожижения угля. Уже в ближайшие годы сравнительно широкое применение в качестве высокооктановых компонентов бензина должны найти такие соединения, как метанол, этанол, МТБЭ и др., производство которых может быть организовано на базе угля, растительного сырья, городских отходов и т. п. Все более широкое использование на НПЗ в качестве технологического топлива и сырья для производства водорода и метанола будет находить уголь. Наконец, по мере повышения цен на нефть на НПЗ во все большем объеме начнет поступать (первоначально в смеси с обычной) синтетическая нефть.
Сегодня невозможно установить точные сроки окончательной реализации той или иной тенденции, и, разумеется, характерная для капиталистической экономики неустойчивость развития, сопровождающаяся периодическими спадами и кризисами, которые вызывают значительные колебания спроса и цен на нефть и нефтепродукты, может как-то отсрочить или видоизменить реализацию этих тенденций. Однако несомненно, что сформировавшиеся в последние 15 лет глобальные направления развития нефтеперерабатывающей промышленности за рубежом не претерпят принципиальных изменений, по крайней мере, до 2000 г.
библиографический список
Monthly Energy Review, March, DOE, 1982—1983.
Annual Statistical Bulletin, 1981, OPEC, 1982.
3.4.5.3.4.5.International Energy Annual, US DOE, 1982.
3.
4.
5.
3.
4.
5.
Bartlesvill Energy Technology Center, US DOE, 1980.
Capital Stock Estimates for input—output Industries: Methods and Data, Bureau of Labor._Statistics, sept. 1979.
6.7.8.9.10.11.12.6.7.8.9.10.11.12.Predicasts Base Book, 1982.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
Yearbook of Industrial Statistics, 1982, v. 1.
International Petroleum Encyclopedia, 1979.
Annual European Petroleum, 1980, 1983.
BP Statistical Review, 1982, 1984.
Trends in International Petroleum Refining, 1978, 4-th edition. Proceedings of the Xl-th World Petroleum Congress, 1983, London, dings of the Xl-th World Petroleum Congress, 1983, London.
Oil and Gas Journal, 1975, v. 73, No. 29; 1976, v. 74, No. 20, 29; 1977, v. 75, No. 3, 4, 13, 14, 23, 26, 32, 35, 1978, v. 76, No. 4, 12, 13, 15, 21, 40, 45; 1979, v. 77, No. 14, 15, 16, 26, 27; 1980, v. 78, No. 9, 12, 14, 20, 35, 46, 50; 1981, v. 79, No. 1, 4, 8, 9, 11, 12, 14, 19, 22, 27, 42, 43, 44, 52; 1982, v. 80, No. 12, 13, 14, 15, 33, 34, 41, 52; 1983, v. 81, No. 5, 7, 8, 12, 22; 1985, v. 83, No. 11, 24.
14.14.Hydrocarbon Processing, 1976, v. 55, No. 5, 9; 1977, v. 56, No. 5, 9, 12; 1978, v. 57, No. 3, 5, 6, 9, 11, 12; 1979, v. 58, No. 5, 6, 9; 1980, v. 59, No. 2, 3, 5, 6; 1981, v. 60, No. 1, 5; 1982, v. 61, No. 1, 5, 7, 9, 10, 12; 1983, v. 62, No. 9, 11, 12; 1985, v. 64, No. 5.
14.
14.
15.16.15.16.Petroleum Economist, 1981, v. 48, No. 6; 1983, v. 50, No. 2, 8, 9. Chemical Engineering, 1975, v. 82, No. 25; 1977, v. 84, No. 12; 1980, v. 87, No. 10; 1981, v. 88, No. 4, 23; 1983, v. 90, No. 16.
15.
16.
15.
16.
Chemical Week, ,1978, v. 123, No. 4; 1978, v. 124, No. 2; 1981, v. 128, No.
" 19, v. 129, No. 4.
International Petroleum Times, 1978, v. 82, No. 2077; 1983, v. 87, No. 2159, 2160, 2161.
Chemical Economy and Engineering Review, 1978, v. 10, No. 12, 1982, v. 14, No. 4, 12. 1983, v. 15, No. 1—2, 3.
L’Industrie du Petrole, 1982, No. 543, 545; 1983, No. 555, 556.
Petrole et Techniques, 1977, No. 248. 1981, No. 279, 281, 282, 283, 284. 1983, No. 295, 297.
Petrole Informations, 1980, No. 1524; 1981, No. 1533; 1984, No. 1605.
Automotive Engineering, 1979, v. 87, No. 2; 1981, v. 89, No. 11.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Автомобильные бензины, свойства
Великобритания 49
Италия 58
ФРГ 59
Франция 70, 77
Япония 79, 82
Вторичные процессы
Великобритания 48, 50
Италия 51, 57
Ка_нада 37. 42- .
Мексика 99
страны — члены ОПЕК 95 сл.
США 26, 60
ФРГ 65, '66
Франция 76, 77
Япония 84
Деструктивные процессы Великобритания 44
- Италия 51
Канада 37, 38
капиталовложения 137, 138, 139
комбинация 130 сл.
США 26, 28
улучшение технико-экономических показателей
гидрокрекинг 112 сл.
деасфальтизация остатков 128 сл., 145
каталитический крекинг 100 сл.
термические процессы переработки остатков 121 сл.
Франция 69, 70, 76, 77 -
Япония 79
•Моторные топлива
оптимизация потребительских свойств 174 сл.
структуры производства L64 сл.
Нефтеперерабатывающая промышленность 5, 6, 9, 26 сл.
Великобритания 43 сл.
мощности НПЗ 43, 47
потребление нефтепродуктов 43, 44, 45
производство нефтепродуктов 44, 46
технико-экономические показатели 49, 50
характеристика 46
центры нефтепереработки 44
■интеграция с нефтехимической промышленностью 158 сл.
Италия 50 сл.
выход нефтепродуктов 56
Италия
мощности НПЗ 51, 54, 56
потребление нефтепродуктов 53
производство нефтепродуктов 55
технико-экономические показатели 51, 52, 58
характеристика 54
Канада 37
выход нефтепродуктов. 41
мощности НПЗ 37, 39, 42
по первичной переработке нефти 38
потребление нефтепродуктов 37 38, 40
производство нефтепродуктов 41 характеристика 39
центры нефтепереработки 40
Мексика 97 сл.
выход нефтепродуктов 98 •
мощности НПЗ 97, 98
характеристика 48
страны-члены ОПЕК 86 сл., 91 сл, 95
Алжир 90, 91
Венесуэла 87, 92 .
Габон 92
Индонезия 89, 92
Ирак 90, 92
Иран 89, 92
Катар 93
Кувейт 88, 93
Ливия 90, 93, 94
Нигерия 89, 94
Объединенные Арабские Эмираты 90, 94
Саудовская Аравия 88, 94
Эквадор 91, 95
США
мощности НПЗ 27, 31, 32, 34
по первичной переработке неф
ти 28, 29
потребление нефтепродуктов 31
производство нефтепродуктов 33
технико-экономические показатели 30, 36
характеристика 34
сырьевая база 10 сл.
Великобритания 16
Италия 17
Канада 15
США 13
ФРГ 16
Франция 17
сырьевая база
Япония 18
ФРГ 59 сл.
выход нефтепродуктов 64
мощности НПЗ 59, 62, 64
по первичной переработке нефти 60
потребление нефтепродуктов 59, 61
производство нефтепродуктов 60, 63
технико-экономические показатели 60, 67
характеристика 62
центры нефтепереработки 59
Франция 68 сл.
выход нефтепродуктов 75'
мощности НПЗ 68, 73, 75-
по первичной переработке нефти 68
потребление нефтепродуктов 68, 72
производство нефтепродуктов 69, 70, 74
технико-экономические показатели 70, 71, 78
характеристика 73
Япония
выход нефтепродуктов 83
мощности НПЗ 79, 82, 84
по первичной переработке нефти 79, 80
потребление нефтепродуктов 78, 79, 81
производство нефтепродуктов 79, 82, 83
технико-экономические показатели 85
характеристика 81, 82
центры нефтепереработки 79
Нефть
баланс
Великобритания 23 *
Италия 24
Канада 22
США 22
ФРГ 23
Франция 24
Япония 25
Нефть
добыча 8, 10, И, 19
запасы 4, 7, 19
доказанные 10, 19, 20
импорт
Великобритания 16, 23
Италия 17, 25
Канада 15, 23
США 14, 22
ФРГ 16, 24
Франция 17
Япония 18, 25
качество 13, 21, 22, 149, 151
потребление 4, 5, 8, 34
пути экономии 130 сл., 164 сл., 174 сл.
ресурсы 10
«синтетическая» 10, 12, 14, 20, 38, 175 с л.
переработка 168 сл.
страны-производители
Ирак 11
Иран 11
Кувейт 11
Мексика 11
Объединенные Арабские Эмираты 11
Саудовская Аравия 10, И
углубление переработки 5, 6, 130 сл. комбинация деструктивных процессов 130 сл.
переработка остатков 141 сл., 152
технико-экономические показатели 145 сл.
характеристика НПЗ 153 сл.
экспорт 11
Великобритания 16
Канада 15
Мексика 11
страны—члены ОПЕК 11, 14
Топливно-энергетический баланс
Великобритания 43, 45
Италия 50, 53
Канада 37, 39
капиталистический мир 7
США 27, 34
ФРГ 59, 61
Франция 68, 72
Япония 78, 81
6П7
К64
УДК 665.6.(^87)
Авторы: М. Я КОНЬ, Е. М. ЗЕЛЬКИНД, В. Г. ШЕРШУН
Рецензент: д-р эконом, наук О. Б. Брагинский
УДК 665.6. (—87)
Конь М. Я., Зелькинд Е. М., Шершун В. Г. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность за рубежом: Справочное пособие. — М.: Химия, 1986. 184 с.
Показаны современное состояние н тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности ведущих капиталистических государств (США, стран — членов ЕЭС, Японии, Канады) и стран, имеющих богатые запасы нефти (стран — членов ОПЕК, Мексики). Проанализированы схемы переработки, производственные мощности основных процессов, размещение и технико-экономические показателя нефтеперерабатывающих производств по странам мира.
Предназначена экономистам, инженерам-технологам, научным работникам нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
Табл. 150. Ил. 24. Библ, список; 23 назв.
2801010000—020
к20—86
050(01)—86
© Издательство «Химия», 1986 г.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение 4
Глава I.Сырьевая база нефтеперерабатывающей промышленности
капиталистических стран ........10
Глава И.Развитие нефтеперерабатывающей промышленности США и
Канады 26
США26
Канада 37
Глава III.Развитие нефтеперерабатывающей промышленности ведущих
стран Западной Европы и Японии43
Великобритания 43
Италия ..".' ...50
-ФРГ59
Франция . ■..., 68
Япония78
Глава IV.Развитие нефтеперерабатывающей промышленности ведущих нефтедобывающих стран86
Страны — члены ОПЕК .. _,86
Мексика-.97
Г лава V. Улучшение технико-экономических показателей деструктивных процессов переработки нефти100
Каталитический крекинг ...100
Гидрокрекинг"...112
Термические процессы переработки остатков ...121
Деасфальтизация остатков128
Глава VI. Экономика углубленной переработки нефти ...130
Комбинации деструктивных процессов - .. ..130
Переработка остатков ........141
Характеристика НПЗ с углубленной переработкой нефти ,153
Интеграция нефтеперерабатывающей н нефтехимической промышленности .158
Г лава VII. Пути рационального использования нефтяного сырья ..162
Снижение расхода нефти162
Оптимизация структуры производства и качества моторных топлив164
Переработка «синтетической» нефти168
Заключение179
Библиографический список ..181
Предметный указатель182