Мощности мировой нефтепереработки

Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Институт природных ресурсов
Кафедра химической технологии топлива и химической кибернетики
Ивашкина Елена Николаевна, д.т.н.,
профессор кафедры химической
технологии топлива и химической
кибернетики
1995 г.
2000 г.
2005 г.
2010 г.
3708,3
4078,0
4256,2
4370,3
Регионы
мира
1995 г.
2000 г.
2005 г.
2010 г.
Северная и
Южная
Америка
33,3
32,4
32,3
32,1
Западная и
Восточная
Европа
36,5
32,5
29,6
28,9
Ближний
Восток и
Африка
10,9
11,0
12,1
12,1
АзиатскоТихоокеанс
кий регион
19,4
24,1
26,0
26,9
Показатель
1995 г.
2000 г.
2005 г.
2010 г.
Количество
НПЗ (ед.)
705
743
661
655
Средняя
мощность
завода, млн. т
5,43
5,52
6,44
6,78
Факторы сокращения числа НПЗ: экологические и экономические.
О.Б. Брагинский Современное состояние и тенденции развития мировой нефтеперерабатывающей
промышленности // Нефть, газ и бизнес. – 2010. - № 9.
Некоторые положения из энергетической программы США
(программа Обамы-Байдена):
1. Энергетическая независимость США от импорта
ближневосточной и венесуэльской нефти, рост добычи
нетрадиционного природного газа;
2. Развитие альтернативной энергетики (инвестиции 150 млрд.
долларов за 10 лет, доля альтернативных источников в 2012 г. –
10 %);
3. Разработка месторождений и увеличение поставок в США
канадской битуминозной нефти на НПЗ;
4. Производство не менее 1 млн гибридных автомобилей с
расходом топлива не более 1,6 литров на 100 км;
5. Введение нового национального стандарта на топлива с
пониженным содержанием углерода.
М. Левинбук, и. Максимов Российская нефтепереработка в ожидании перемен // The Chemical Jorurnal. – 2011. - № 9
Запасы
нетрадиционного
природного газа в
разных регионах мира
Изменение запасов нефти
в различных странах при
включении в резервы
тяжелых нефтей
• Суммарная мощность 270 млн. т/год
• 27 крупных НПЗ мощностью 300-350 млн.
т/год.
• Более 200 мини-НПЗ.
• ГПЗ (переработка жидких фракций газового
конденсата).
Рост единичной средней мощности НПЗ в
мире за последние 10 лет
Первичная переработка нефти по основным компаниям и концентрация
производства в нефтеперерабатывающей промышленности России в 2010 г.
Компания
Объем переработки, тыс. т
СЗФО
ЦФО
Роснефть
ЛУКОЙЛ
19
4098
ТНК-ВР
Сургутнефтегаз
СКФО ЮФО
ПФО
УФО
СФО
ДФО
Всего
4516
20981
308
17177
7762
50763
10975
29953
187
45214
6704
1356
24014
60
21237
15955
21177
Группа Газпром
2338
Славнефть
6607
3691
18984
31619
14291
14291
Татнефть
230
Русснефть
2518
5134
230
28
7679
Альянс-Хабаровский НПЗ
3264
3264
ТАИФ-НК
8100
8100
Башнефть
21193
21193
Московский НПЗ
10177
10177
Афипский НПЗ
3364
Марийский НПЗ
3364
1356
1356
Всего
25275
40423
19
23710
100258
5630
36161
11026
242501
Доля федеральных округов, %
10,42
16,67
0,01
9,79
41,32
2,32
14,92
4,55
100
9
• В настоящее время нефтепереработка России
существенно отстает в своем развитии от
промышленно развитых стран мира.
Сроки эксплуатации российских НПЗ
Переработка нефти и производство
основных нефтепродуктов в РФ, млн.т
(без учета ОАО «Газпром»)
Производство и распределение топлива, млн. т
Уфанефтехим – 8,60
Пермнефтеоргсинтез – 7,00
Показатель
РФ
Евросоюз
США
Средняя мощность НПЗ, млн. т/год
11,0
6,2
4,5
57-65
92-98
92-98
Индекс Нельсона
4,4
7,2
9,5
Износ основных фондов, %
80
-
-
Глубина переработки, %
71-73
85-87
94-96
Конверсия нефтяных остатков, %
8-10
60
90
Выход светлых нефтепродуктов, %
52
60
79
Мощности каталитических
процессов по отношению к
первичной перегонке, %, в том
числе:
Углубляющих переработку
Повышающих качество продукции
48,5
106
138
10,5
38
21,7
84,3
40,5
97,5
84
90
92
2000
<50
<50
Загрузка мощностей, %
Октановое число бензинового
фонда (ОЧИ+ОЧМ)/2
Содержание серы в дизтопливе,
ppm
• Нерациональное размещение предприятий
обусловливает дальность перевозок
нефтепродуктов до 2 тыс. км.
• В Европе и США транспортное плечо
составляет менее 100 км.
• Россия занимает 4 место в мире по
нефтепереработке, в то время, как по
глубине переработке – на 67 месте из 122
стран.
• Низкая доля деструктивных процессов в технологической
схеме НПЗ.
• Основные фонды должны возрасти в 3-3,5 раза, что
эквивалентно обновлению 2/3 нефтеперерабатывающей
отрасли (это требует инвестиций в 35-38 млрд. долл.)
• Действительно рациональная переработка
углеводородного сырья химические продукты с высокой
добавленной стоимостью может быть обеспечена
глубокой интеграцией нефтепереработки и нефтехимии.
Глубокое
обезвоживание и
обессоливание
Светлые фракции
Средние фракции
Облагораживающий
процесс
Моторные
топлива
Углубляющий
процесс
(каталитическая
переработка)
Сырье для
нефтехимии
Облагораживаю
щий процесс
Масла,
парафины
Первичная
переработка
нефти
Остаток (мазут,
гудрон)
Глубокая
переработка
Вторичная
переработка
Битумы, кокс
Полимеры, каучуки, ПАВ, стирол, полистирол,
ароматика, метанол, МТБЭ и др.
Вторичная переработка
Нефть на НПЗ после
промысловой
подготовки
Нефтехимия
• Разработка стратегии размещения
НПЗ.
• Повышение глубины переработки
углеводородного сырья до
мирового уровня и выше.
• Производство экологически
чистых моторных топлив.
• Интеграция с нефтехимией и ее
ускоренное развитие.
Число НПЗ в России
необходимо удвоить,
чтобы сократить
дальность перевозок продуктов
до конечного потребителя,
исключить
дефицитные по
нефтепродуктам
округа и
избавиться от монополизма
лидирующего в регионе завода
Расширение действующих и
строительство новых,
ориентированных на экспорт
продукции НПЗ
мощностью
до 30 млн. т/год каждый
•
•
•
•
•
Побережье Черного моря.
Побережье Балтийского моря.
Побережье Баренцева моря.
Побережье Тихого океана (о. Сахалин).
На замыкании Восточно-Сибирского
нефтепровода.
• Увеличение объемов переработанного сырья (к 2020
году - на 5-10 % к уровню 2009 года, до 249-260 млн. т, к
2030 году - на 16-31 % к нынешним объемам, до 275311 млн. т):
• введение в эксплуатацию новых заводов в Татарстане,
Приморском крае, расширение действующих НПЗ;
• увеличение мощностей по первичной переработке
нефти на Туапсинском ПНЗ (до 12 млн. т), на
Киришинефтеоргсинтез – на 12 млн. т;
• Строительство новых нефтехимических комплексов
(Татарстан (7 млн. т/год), Дальний Восток (20 млн.
т/год)).
• ГПН к 2020 г. увеличится до 83 %, к 2030 г. – до 89-90 %.
Н.Н. Николаюк Увеличение глубины переработки нефти как фактор повышения конкурентоспособности российского
ТЭК на энергетическом рынке Европейского Союза // Нефть, газ и бизнес. – 2013. - № 2.
ГПН к 2020 г. увеличится до 83 %, к 2030 г. – до 89-90 %:
1. Увеличение вдвое конверсии тяжелых дистиллятов
(вакуумного газойля) с 35-40 до 85 %, что обеспечит ГПН
до 75-85 %
- наращивание мощностей каталитического крекинга;
- наращивание мощностей гидрокрекинга.
2. Дальнейший рост ГПН обеспечивается увеличением
конверсии нефтяных остатков
- введение модифицированных процессов кат - и
гидрокрекинга;
- коксование гудронов.
•
•
•
•
•
Евро-2 – 2006 год
Евро-3 – 2008 год
Евро-4 – 2010 год
Евро-5 – 2014 год
Эти стандарты касаются топлива только для
новых машин.
Содержание компонентов,
% мас.
Россия
Евросоюз
2005 г.
2010 г.
Бутаны
5,0
3,5
3,5
Бензин риформинга
52
42
27-35
Бензин кат. крекинга
18
25
25-30
Алкилат
1,5
5,0
8-16
Изомеризат
2,0
5,0
7-11
Низкооктановые компоненты
21,5
7,0
3-4
Оксигенаты
2,0
4,0
8-10
Сумм. ароматика
43
38,5
не более 35 % (Евро-4)
не более 25 % (Евро-5)
90,2
93
95
Среднее ОЧ по исслед. методу
• Для создания качественного бензинового
фонда необходимо определить пути
снижения суммарного содержания
ароматических углеводородов
• с 43 до 35 % в 2014 году
• До 25 % в 2020 году
• При одновременном увеличении среднего
ОЧ до 95 (по исследовательскому методу)
• Увеличение мощностей скелетной изомеризации легких
бензиновых фракций.
• Увеличение мощностей процесса алкилирования.
• Наращивание мощностей по производству оксигенатов.
• Внедрение современных технологий каталитического
риформинга.
• Цель реформирования состава автобензинов
заключается в достижении умеренного содержания
ароматики (25-35 %), остальное - изопарафины.
Для
повышения
эффективности
нефтеперерабатывающей
промышленности России, обеспечения технологической и
региональной сбалансированности нефтяного комплекса в целом
необходимо:
1) продолжить модернизацию существующих НПЗ;
2) построить новые высокотехнологичные НПЗ в европейской части
страны (ТАНЕКО, Кириши-2);
3) сформировать систему локальных и промысловых НПЗ и ГПЗ в
Восточной Сибири (Ленек) и новых НПЗ и НХК регионального и
экспортного назначения на Дальнем Востоке (бухта Елизарова);
4) сократить зависимость от импорта катализаторов.
Таким образом, для решения поставленных перед отраслью задач,
необходима тесная интеграция науки, академического и вузовского
сообщества, а также бизнеса и государства.