Современное состояние нефтепереработки и нефтехимии
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение высшего профессионального образования
"НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ"
Институт природных ресурсов
Направления (специальность) -
Химическая технология
Кафедра химической технологии топлива
и химической кибернетики
Современное состояние
нефтепереработки и нефтехимии
Научно-образовательный курс
Томск - 2012
Оглавление
1. Проблемы переработки нефти
2. Организационная структура нефтепереработки в России
3. Региональное распределение нефтеперерабатывающих предприятий
4. Задачи в области создания катализаторов
4.1 Катализаторы крекинга
4.2 Катализаторы риформинга
4.3 Катализаторы гидропереработки
4.4 Катализаторы изомеризации
4.5 Катализаторы алкилирования
Выводы
Список литературы
1. Проблемы
переработки нефти
Процесс переработки нефти по глубине переработки можно
разделить на два основных этапа:
. разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по
интервалам температур кипения (первичная переработка);
. переработка полученных фракций путем химических превращений
содержащихся в них углеводородов и выработка товарных нефтепродуктов (вторичная
переработка). Углеводородные соединения, содержащиеся в нефти, имеют
определенную температуру кипения, выше которой они испаряются. Первичные
процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют
собой ее физическое разделение на фракции:
а) бензиновая фракция, содержащая легкий бензин, бензин и
лигроин;
б) керосиновая фракция, содержащая керосин и газойль;
в) мазут, который подвергается дополнительной перегонке (при
дистилляции мазута получаются соляровые масла, смазочные масла и остаток -
гудрон).
В связи с этим нефтяные фракции поступают на установки
вторичных процессов (в частности, каталитический крекинг, гидрокрекинг,
коксование), призванные осуществить улучшение качества нефтепродуктов и
углубление переработки нефти.
В настоящее время нефтепереработка России существенно отстает
в своем развитии от промышленно развитых стран мира. Суммарная установленная
мощность нефтепереработки в России на сегодняшний день 270 млн тонн год. В
России в настоящее время действует 27 крупных НПЗ (мощностью от 3,0 до 19 млн
тонн нефти в год) и около 200 мини-НПЗ. Часть из мини-НПЗ не имеют лицензий
Ростехнадзора и не включены в Государственный реестр опасных производственных
объектов. Правительством РФ решено: разработать регламент по ведению Минэнерго
РФ реестра НПЗ в Российской Федерации, осуществить проверку мини-НПЗ на
соответствие требованиям подключения НПЗ к магистральным нефтепроводам и/или
нефтепродуктопроводам. Крупные же заводы России, в основном, имеют длительные
сроки эксплуатации: количество предприятий, пущенных в эксплуатацию более 60
лет назад - максимальное (рисинок 1).
Рисунок 1. - Сроки эксплуатации российских НПЗ
Качество выпускаемых нефтепродуктов серьезным образом отстает
от мирового. Доля бензинов, удовлетворяющих требованиям Евро 3,4, составляет
38% от всего объема выпускаемого бензина, а доля дизельного топлива,
удовлетворяющего требованиям класса 4,5, всего лишь 18%. По предварительным
оценкам, объем переработки нефти в 2010 г. составил около 236 млн тонн, при
этом было произведено: бензина - 36,0 млн тонн, керосина - 8,5 млн тонн,
дизтоплива - 69,0 млн тонн (рисунок 2).
Рисунок 2. - Переработка нефти и производство основных
нефтепродуктов в РФ, млн т. (без учета ОАО "Газпром")
При этом объем переработки нефтяного сырья по сравнению с
2005 г. увеличился на 17%, что при весьма низкой глубине переработки нефти
привело к выпуску значительного количества нефтепродуктов низкого качества,
которые не востребованы на внутреннем рынке и поставляются на экспорт в
качестве полуфабрикатов. Структура же производства продукции на российских НПЗ
за предыдущие десять лет (2000 - 2010 гг.) практически не изменилась и серьезно
отстает от мирового уровня. Доля выработки топочного мазута в России (28%) в
несколько раз выше аналогичных показателей в мире - менее 5% в США, до 15% в
Западной Европе. Качество автомобильных бензинов улучшается вслед за изменением
структуры парка автомобилей в РФ. Доля выпуска низкооктановых автобензинов А-76
(80) сократилась с 57% в 2000 г. до 17% в 2009 г. Увеличивается также
количество малосернистого дизельного топлива. Вырабатываемый в России бензин в
основном используется на внутреннем рынке (рисунок 3).
Рисунок 3. - Производство и распределение топлива, млн т
При общем объеме экспорта дизельного топлива из России в
дальнее зарубежье в количестве 38,6 млн тонн дизельное топливо класса Евро-5
составляет около 22%, т.е. остальные 78% - топливо, не соответствующее
европейским требованиям. Оно реализуется, как правило, по более низким ценам
или как полуфабрикат. При увеличении общего производства мазута за последние 10
лет резко возросла доля мазута, реализуемого на экспорт (в 2009 г. - 80% от
всего произведенного мазута и более 40% от суммарного экспорта нефтепродуктов).
К 2020 г. рыночная ниша по мазуту в Европе для российских
производителей будет крайне мала, поскольку весь мазут будет преимущественно
вторичного происхождения. Поставка в другие регионы крайне затратна из-за
высокой транспортной составляющей. Вследствие неравномерного размещения
предприятий отрасли (большинство НПЗ размещены в глубине страны) увеличиваются
транспортные затраты.
нефтепереработка катализатор крекинг изомеризация
2.
Организационная структура нефтепереработки в России
В России функционирует 27 крупных НПЗ и 211 МНПЗ. Кроме того,
ряд ГПЗ также занимаются переработкой жидких фракций (конденсата). При этом
имеет место высокая концентрация производства - в 2010 г. 86,4 % (216,3 млн т)
всей первичной переработки жидких УВ осуществлялось на НПЗ, входящих в состав 8
вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК) (рисунок 4). Ряд
российских ВИНКов-ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "ТНК-BP", ОАО "Газпром
нефть", ОАО "НК "Роснефть" - владеют либо планируют покупку
и строительство НПЗ за рубежом (в частности, в Украине, Румынии, Болгарии,
Сербии, Китае).
Объемы первичной переработки нефти в 2010 г. независимыми
компаниями и МНПЗ составляют сравнительно с ВИНКами незначительные величины -
26,3 млн т (10,5 %общероссийского объема) и 7,4 млн т (2,5 %) соответственно
при показателях загрузки установок первичной переработки 94, 89 и 71 %
соответственно.
По итогам 2010 г. лидером по объему первичной
нефтепереработки является "Роснефть" - 50,8 млн т (20,3 % общероссийского).
Значительные объемы нефти перерабатывают заводы "ЛУКОЙЛа" - 45,2 млн
т, "Группы Газпром" - 35,6 млн т, ТНК-ВР - 24 млн т,
"Сургутнефтегаза" и "Башнефти" - по 21,2 млн т.
Крупнейший в стране завод - Киришский НПЗ мощностью 21,2 млн
т/год (ОАО "Киришинефтеоргсинтез" входит в состав ОАО
"Сургутнефтегаз"); другие крупные заводы также контролируются
ВИНКами: Омский НПЗ (20 млн т) - "Газпром нефтью", Кстовский (17 млн
т) и Пермский (13 млн т) - "ЛУКОЙЛом", Ярославский (15 млн т) -
ТНК-ВР и "Газпром нефтью", Рязанский (16 млн т) - ТНК-ВР.
В структуре выпуска нефтепродуктов концентрация производства
наиболее высока на сегменте бензинов. В 2010 г. предприятия ВИНКов обеспечивали
84 % производства нефтяных топлив и масел в России, в том числе около 91 % выпуска
автомобильного бензина, 88 % - дизельного топлива, 84 % - мазута. Автомобильные
бензины поставляются преимущественно на внутренний рынок, в основном
контролируемый ВИНКами. Заводы, входящие в состав компаний, имеют наиболее
современную структуру, относительно высокую долю вторичных процессов и глубину
переработки.
Рисунок 4. - Первичная переработка нефти по основным
компаниям и концентрация производства в нефтеперерабатывающей промышленности
России в 2010 г.
Технический уровень большинства НПЗ также не соответствует
передовому мировому уровню. В российской нефтепереработке основными проблемами
отрасли, после низкого качества получаемых нефтепродуктов, остаются низкая
глубина переработки нефти - (в России - 72%, в Европе - 85%, в США - 96%),
отсталая структура производства - минимум вторичных процессов, и недостаточный
уровень процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Еще одна проблема
- высокая степень износа основных фондов, и, как следствие, повышенный уровень
энергопотребления. На российских НПЗ около половины всех печных агрегатов имеют
КПД 50 - 60% при среднем показателе на зарубежных заводах - 90%.
Значения Индекса Нельсона (коэффициента технологической
сложности) для основной массы российских НПЗ ниже среднего значения этого
показателя в мире (4,4 против 6,7) (рисунок 5). Максимальный индекс российских
НПЗ - около 8, минимальный порядка 2, что связано с невысокой глубиной
переработки нефти, недостаточным уровнем качества нефтепродуктов и технически устаревшим
оборудованием.
<#"580575.files/image007.gif">
В последние годы развитие нефтеперерабатывающей промышленности
России имеет явную тенденцию к улучшению состояния отрасли. Были реализованы
интересные проекты, изменил направление финансовый вектор. За последние 1,5
года проведен также целый ряд важных совещаний по вопросам нефтепереработки и
нефтехимии с участием руководства страны в гг. Омске, Нижнекамске, Киришах и
Нижнем Новгороде, Самаре. Это повлияло на принятие целого ряда своевременных
решений: были предложены новая методика расчета экспортных пошлин (когда
постепенно уменьшаются ставки на светлые нефтепродукты и увеличиваются на
темные, Т.о. к 2013 г. ставки должны сравняться и будут составлять 60% от
пошлины на нефть) и дифференциация акцизов на автомобильный бензин и дизельное
топливо в зависимости от качества, разработаны стратегия развития отрасли до
2020 г. развития нефтепереработки с объемом инвестиций ~1,5 трлн руб. и
генеральная схема размещения объектов нефтегазопереработки, а также
представлена система технологических платформ для ускорения разработки и
внедрения конкурентоспособных на мировом рынке отечественных технологий
нефтепереработки.
В рамках стратегии предполагается увеличение глубины
переработки нефти до 85%. К 2020 г. планируется, что качество 80% выпускаемого
бензина и 92% дизельного топлива будут соответствовать ЕВРО 5. При этом следует
учитывать, что в Европе уже к 2013 г. будут введены более жесткие,
экологические требования к топливам, соответствующие Евро 6. Тем не менее среди
планируемых к строительству компаниями 57 новых установок по улучшению
качества: по гидроочистке, риформингу, алкилированию и изомеризации.
4. Задачи в
области создания катализаторов
Самые современные перерабатывающие предприятия нефтегазового
комплекса без использования катализаторов не способны выпускать продукцию с
высокой добавленной стоимостью. В этом состоит ключевая роль и стратегическое
значение катализаторов в современной мировой экономике.
Катализаторы принадлежат к высокотехнологичным изделиям, с
которыми связывают научно-технический прогресс в базовых отраслях экономики
любой страны. С использованием каталитических технологий в России производится
15% валового национального продукта, в развитых странах - не менее 30%.
Расширение масштабов применения макротехнологии
"Каталитические технологии" является мировой тенденцией
технологического прогресса.
С высоким предназначением катализаторов резко контрастирует
пренебрежительное отношение российского бизнеса и государства к их разработке и
производству. продукции, при создании которой использовались катализаторы, их
доля в себестоимости составляет менее 0,5%, что было интерпретировано не как
показатель высокой эффективности, а как малозначимая отрасль, не приносящая
большого дохода.
Переход страны к рыночной экономике, сопровождавшийся
сознательной утратой государством контроля в области разработки, производства и
применения катализаторов, что было очевидной ошибкой, обусловил
катастрофический спад и деградацию отечественной катализа горной подотрасли.
Российский бизнес сделал выбор в пользу применения импортных
катализаторов. Возникла прежде не существовавшая зависимость от импорта
катализаторов в нефтепереработке - 75%, нефтехимии - 60%, химической
промышленности - 50%, уровень которой превышает критический с точки зрения
суверенитета (способности функционировать без импортных закупок) перерабатывающих
отраслей экономики страны. По масштабу зависимость нефтехимической отрасли
России от импорта катализаторов можно квалифицировать как "каталитический
наркотик".
Возникает вопрос: насколько объективна эта тенденция,
отражает ли она естественный процесс глобализации или является экспансией
мировых лидеров в области производства катализаторов? Критерием объективности
может быть низкий технический уровень отечественных катализаторов либо их
высокая цена. Однако, как показали результаты выполнения Институтом катализа СО
РАН и ИППУ СО РАН инновационного проекта "Разработка нового поколения
катализаторов для производства моторных топлив", отечественные
промышленные катализаторы крекинга марки Люкс и риформинга ПР-71,
эксплуатируемые на установках нефтяных компаний "Газпромнефть" и
ТНК-ВР, не только не уступают, но по ряду параметров показывают преимущества по
сравнению с лучшими образцами ведущих национальных компаний мира при
существенно меньшей стоимости. Меньшая эффективность отечественных промышленных
катализаторов отмечается для процессов гидропереработки нефтяного сырья, что в
ряде случаев оправдывает их импорт.
Из-за отсутствия в течение длительного времени динамики
существенной модернизации катализаторной подотрасли сложилась ситуация, когда
производства катализаторов перешли в пограничную область (с преобладанием
оценок полного ее исчезновения) либо, в лучшем случае, были поглощены
иностранными фирмами. Однако, как показывает опыт (упомянутый выше
инновационный проект), даже незначительная поддержка государства позволяет
реализовать имеющийся научно-технический и инженерно-технологический потенциал
для создания конкурентоспособных промышленных катализаторов и противостоять
давлению мировых лидеров в этой области. С другой стороны, это показывает
губительность положения, при котором производство катализаторов оказывается
непрофильной и малодоходной областью деятельности крупных нефтяных компаний. И
только понимание исключительной важности катализаторов для экономики страны в
состоянии радикально изменить угнетенное положение катализаторной
промышленности. При наличии в нашей стране профессиональных
инженерно-технологических кадров и производственного потенциала государственная
поддержка и комплекс организационных мер позволят стимулировать
востребованность отечественных каталитических технологий, поднять производство
катализаторов, так необходимых для модернизации нефтеперерабатывающего и
нефтехимического комплексов, что в свою очередь обеспечит рост эффективности
использования углеводородных ресурсов.
Ниже рассмотрены задачи, которые представляются актуальными
для разработки новых каталитических систем для важнейших процессов
нефтепереработки.
4.1
Катализаторы крекинга
На этапе развития каталитического крекинга дистиллятного
сырья наиболее важной задачей было создание катализаторов, обеспечивающих
максимальный выход компонентов автобензинов. Многолетняя работа в этом
направлении проводилась ИППУ СО РАН в сотрудничестве с нефтяной компанией
"Сибнефть" (в настоящее время "Газпромнефть"), В результате
был разработан и налажен выпуск промышленных катализаторов крекинга (последняя
серия "Люкс"), которые по химическому строению и технологии
производства принципиально отличаются от зарубежных каталитических композиций.
По ряду эксплуатационных характеристик, а именно по выходу крекинг-бензина (56%
масс.) и селективности его образования (83%) эти катализаторы превосходят
импортируемые образцы.
В настоящее время в ИППУ СО РАН завершены
научно-исследовательские работы по созданию каталитических систем,
обеспечивающих выход бензина до 60-62% при селективности на уровне 85-90%.
Дальнейший прогресс в этом направлении связан с повышением октанового числа
крекинг-бензина с 91 до 94 (по исследовательском методу) без значительной
потери выхода продукта, а также со снижением содержания серы в бензине.
Последующий этап развития каталитического крекинга в
отечественной нефтехимической промышленности. предусматривающий использование
нефтяных остатков (мазута) в качестве сырья, потребует каталитических систем,
обладающих высокой металлостойкостью. Под этим параметром понимают степень
накопления катализатором металлов (Ni и V. которые в структуре порфиринов содержатся в
углеводородном сырье) без ухудшения его эксплуатационных характеристик. В
настоящее время содержание металлов в работающем катализаторе достигает 15000
ррт. Предлагаются подходы к нейтрализации дезактивирующего действия Ni и V за счет связывания
этих металлов в слоистых структурах матрицы катализатора, что позволит
превзойти достигнутый уровень металлоемкости катализаторов.
Нефтехимический вариант каталитического крекинга, технология
которого получила название "глубокий каталитический крекинг",
является ярким примером процесса интеграции нефтепереработки и нефтехимии. По
этой технологии целевым продуктом являются легкие олефины С2-С4,
выход которых достигает 45-48% (масс.). Каталитические композиции для данного
процесса должны отличаться повышенной активностью, что предполагает включение в
состав катализаторов нетрадиционных для крекинга цеолитов и высококислотных
компонентов нецеолитной структуры. Соответствующие исследования по разработке
современного поколения катализаторов глубокого крекинга ведутся в ИППУ СО РАН.
Эволюционное развитие научных основ приготовления
катализаторов в направлении химического конструирования каталитических
композиций как нанокомпозиционных материалов является основным направлением
деятельности ИППУ СО РАН в области совершенствования и создания новых
катализаторов.
4.2
Катализаторы риформинга
Каталитические системы на основе композиции Pt+Sn+Cl/Аl2O3 и технологии процесса
риформинга с непрерывной регенерацией катализатора обеспечивают очень высокую
глубину ароматизации углеводородного сырья, которая приближается к
термодинамически равновесной. Совершенствование промышленных катализаторов
риформинга в последние десятилетия осуществляется по пути оптимизации
физико-химических свойств и модификации химического состава носителя - оксида
алюминия, преимущественно γ модификации, а также
путем модернизации технологий его производства. Лучшие носители катализаторов -
однородно-пористые системы, в которых доля пор размером 2.0-6.0 нм составляет
не мене 90% при общем удельном объеме пор 0.6-0.65 см3/г. Важно
обеспечить высокую стабильность удельной поверхности носителя, на уровне
200-250 м2/г, чтобы она мало изменялась при окислительной регенерата
катализатора. Это связано с тем, что от удельной поверхности носителя зависит
его способность удерживать хлор, содержание которого в катализаторе в условиях
риформинга необходимо поддерживать на уровне 0,9-1.0% (масс.).
Работы по совершенствованию катализатора и технологии его
приготовления обычно базируются на модели активной поверхности, но зачастую
исследователи руководствуются огромным экспериментальным и промышленным опытом,
накопленным более чем за 50 лет эксплуатации процесса, считая с перехода на
установки платформинга. Новые разработка направлены на дальнейшее повышение
показателей по селективности процесса ароматизации парафиновых углеводородов
(до 60%) и продолжительное первого реакционного цикла (не менее двух лет).
Высокая стабильность работы катализатора становится главным
преимуществом на рынке катализаторов риформинга. Показатель стабильности
определяется продолжительностью межремонтных пробегов установок риформинга,
который увеличивался по мере совершенствования технологического оборудования
последние 20 лет с 6 месяцев до 2 лет и имеет тенденцию к дальнейшему росту. К
настоящему времен научные основы оценки фактической стабильности катализатора
еще не разработаны. Можно экспериментально определить с помощью различных
критериев только относительную стабильность. Корректность такой оценки с точки
зрения ее объективности для прогноза длительности работы катализатора в
промышленных условиях вызывает дискуссию.
4.3
Катализаторы гидропереработки
Процессы гидропереработки отличаются очень высокой производительностью.
Их интегральная мощность достигла уровня 2.3 млрд. т/год и составляет почти 60%
от объема продуктов переработки нефти в мировой экономике. Производство
катализаторов гидропереработки 100 тыс. т/год. Номенклатура их насчитывает
более 100 марок. Таким образом, удельный расход катализаторов гидропереработки
в среднем составляет 40-45 г/т сырья.
Прогресс в создании новых катализаторов гидрообессеривания в
России менее значителен, чем в развитых странах, где работы в этом направлении
были стимулированы законодательными нормами содержания серы во всех видах
топлива. Так, по европейским стандартам лимитируемое содержание серы в
дизельном топливе в 40-200 раз меньше, чем по российским стандартам.
Примечательно, что столь существенный прогресс достигнут в рамках одной и той
же каталитической композиции Ni- (Co) - Mo-S/Al203, которая используется в процессах гидроочистки более
50 лет.
Реализация каталитического потенциала этой системы
происходила эволюционно, по мере развития исследований структуры активных
центров на молекулярном уровне и нано уровне, раскрытия механизма химических
превращений гетероатомных соединений и оптимизации условий и технологии
приготовления катализаторов, обеспечивающих наибольший выход активных структур
при одном и том же химическом составе катализатора. Именно в последнем
компоненте проявилась отсталость российских промышленных катализаторов
гидропереработки, которые по эксплуатационным характеристикам соответствуют
мировому уровню начала 90-х годов прошлого века.
В начале XXI века на основе обобщения данных с
работоспособности промышленных катализаторов было сделано заключение, что
потенциал активности нанесенных систем практически исчерпан. Однако недавно
были разработаны принципиально новые технологии производства композиций Ni- (Co) - Mo-S, не содержащих
носителей, основанные на синтезе наноструктур методом смешения (технологии Stars и Nebula). Активность
катализаторов удалось увеличить в несколько раз. Развитие этого подхода
представляется перспективным для создания новых поколений катализаторов
гидроочистки. обеспечивающих высокую (близкую к 100%) конверсию гетероатомных
соединений с удалением серы вплоть до следовых количеств.
4.4
Катализаторы изомеризации
Из множества изученных каталитических систем предпочтение
отдается платиносодержащему (0,3 - 0,4%) сульфатированному диоксиду циркония.
Сильные кислотные (как протонодонорные, так и электроноакцепторные) свойства
позволяют осуществить целевые реакции в термодинамически благоприятной области
температур (150-170°С). В этих условиях даже в области высоких конверсий н-гексан
селективно изомеризуется в диметилбутаны, выход которых за один пробег
установки достигает 35-40% (масс.).
С переходом процесса скелетной изомеризации углеводородов из
малотоннажного в базовый производственные мощности этого процесса в мировой
экономике активно наращиваются. Мировым тенденциям следует и российская
нефтепереработка, в основном реконструируя устаревшие установки риформинга под
процесс изомеризации. Специалистами НПП "Нефтехим" разработан отечественный
вариант промышленного катализатора марки СИ-2, который по техническому уровню
не уступает зарубежным аналогам и уже используется на ряде НПЗ. Относительно
развития работ по созданию новых, более эффективных катализаторов изомеризации
можно сказать следующее.
Конструирование катализатора основывается в большей степени
не на синтезе активных структур в соответствии с механизмом процесса, а на
эмпирическом подходе. Перспективно создание альтернативных хлорированному
оксиду алюминия катализаторов, работающих при температурах 80-100°С, которые
смогут обеспечить выход диметилбутанов из н-гексана на уровне 50% и
выше. Остается еще нерешенной проблемой селективная изомеризация н-гептана
и н-октана в высокоразветвленные изомеры. Особый интерес представляет
создание каталитических композиций, реализующих синхронный (концертный)
механизм скелетной изомеризации.
4.5
Катализаторы алкилирования
В течение 70 лет процесс каталитического алкилирования
проводился с использованием жидких кислот (H2S04 и HF), и более 50 лет
предпринимаются попытки заменить жидкие кислоты на твердые особенно активно в
последние два десятилетия. Выполнен большой объем исследовательских работ с
использованием различных форм и типов цеолитов, импрегнированных жидкими
кислотами, гетерополикислотами, а также анионмодифицированными оксидами и,
прежде всего, сульфатированным диоксидом циркония как суперкислотой.
Непреодолимым на сегодняшний день препятствием для
промышленной реализации катализаторов алкилирования остается низкая
стабильность твердокислотных композиций. Причинами быстрой дезактивации таких
катализаторов являются в 100 раз меньшее число активных центров в 1 моль
катализатора, чем в серной кислоте; быстрая блокировка активных центров
ненасыщенными олигомерами, образующимися в результате конкурирующей реакции
олигомеризации; блокировка пористой структуры катализатора олигомерами.
Рассматривается два подхода к созданию промышленных версий
катализаторов алкилирования как вполне реальные. Первый направлен на решение
следующих задач: увеличение числа активных центров не менее 2 - 10~3
моль/г; достижение высокой степени регенерации - не менее десятков тысяч раз за
срок службы катализатора.
При этом подходе стабильность работы катализатора не является
ключевой проблемой. Инженерное оформление технологии процесса предусматривает
регулирование продолжительности реакционного цикла. параметром регулирования
является кратность циркуляции катализатора между реактором и регенератором. На
этих принципах фирмой UOP разработан процесс Alkylene. предлагаемый для
промышленной коммерциализации.
Для реализации второго подхода необходимо решить следующие
задачи: увеличить время жизни единичного активного центра; совместить в одном
реакторе процессы алкилирования и селективного гидрирования ненасыщенных олигомеров.
Несмотря на некоторые успехи в реализации второго подхода,
достигнутый уровень стабильности катализатора еще недостаточен для
промышленного его применения. Отметим, что в мировой нефтепереработке до сих
пор еще не введены промышленные мощности алкилирования на твердых
катализаторах. Но можно ожидать, что прогресс в разработке катализатора и
инженерном оформлении технологии процесса достигнет уровня начала
коммерциализации твердокислотного алкилирования в ближайшей перспективе.
Выводы
1. Нефтеперерабатывающая промышленность России -
организационно высококонцентрированная и территориально диверсифицированная
отрасль нефтегазового комплекса, обеспечивающая переработку около 50 % объема
жидких углеводородов, добываемых в стране. Технологический уровень большинства
заводов, несмотря на проведенную в последние годы модернизацию, значительно
уступает показателям развитых стран.
. Наиболее низкие индексы сложности процессов и глубина
переработки - на заводах "Сургутнефтегаза", "РуссНефти",
"Альянса", а также на МНПЗ, тогда как технологические характеристики
НПЗ "Башнефти", "ЛУКОЙЛа" и "Газпром нефти" в
основном соответствуют мировому уровню. В то же время самый крупный в стране
Киришский НПЗ (мощность по сырью - более 21 млн т) имеет самую низкую глубину переработки
- чуть выше 43 %.
. В последние десятилетия снижение мощностей по первичной
переработке нефти на крупных заводах, в том числе Омском, Ангарском, Уфимском,
Салаватском, составило около 100 млн т, при этом было создано большое число
внепромысловых НПЗ, предназначенных в основном для первичной переработки нефти
с целью получения и экспорта темных нефтепродуктов.
. В период 2000-2010 гг. в условиях роста добычи нефти в
стране и увеличения внутреннего спроса на моторные топлива происходило
расширение объемов переработки и повышение выпуска нефтепродуктов, в результате
чего в 2010 г. уровень загрузки мощностей ряда компаний (предприятия
"ЛУКОЙЛа", "Сургутнефтегаза" и НПЗ "ТНК-ВР",
"ТАИФ-НК") достиг 100 % при среднероссийском показателе 92 %.
Невозможность дальнейшего увеличения выпуска нефтепродуктов за счет резерва
производственных мощностей привела к усилению напряженности и дефициту на
российском рынке моторных топлив в 2011 г.
. Для повышения эффективности нефтеперерабатывающей
промышленности России, обеспечения технологической и региональной
сбалансированности нефтяного комплекса в целом необходимо:
· продолжить модернизацию существующих НПЗ
практически во всех регионах страны (европейская часть, Сибирь, Дальний
Восток), а в случае наличия технических возможностей расширить их мощности по
сырью;
· построить новые высокотехнологичные НПЗ в
европейской части страны (ТАНЕКО, Кириши-2);
· 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).
Таким образом, для решения поставленных перед отраслью задач,
необходима тесная интеграция науки, академического и вузовского сообщества, а
также бизнеса и государства. Такое объединение будет способствовать выходу
России на перспективный уровень развития технологий и производства. Это
позволит изменить сырьевую направленность экономики РФ, обеспечив производство
высокотехнологичной продукции и продажу конкурентоспособных на мировом рынке
технологий, поможет внедрить новые инновационно-направленные российские
разработки.
Список
литературы
1. Энергетическая
стратегия России на период до 2020 года: распоряжение Правительства Российской
Федерации от 28.08.2003 № 1234-р [Электронный ресурс] // МинПромТорг России -
Режим доступа: http://Svww. minprom.gov.ru/docs/strateg/1
<http://Svww.minprom.gov.ru/docs/strateg/1>;
. Дорожная карта
"Использование нанотехнологий в каталитических процессах
нефтепереработки" [Электронный ресурс] // РОСНАНО-2010. Режим доступа:
http://www.rusnano.com/Section. aspx/Show/29389
<http://www.rusnano.com/Section.aspx/Show/29389>;
. Новые
технологии: глубина переработки нефти может быть увеличена до 100 %
[Электронный ресурс] // Агентство нефтегазовой информации - 2009. - №7 - Режим
доступа: http://angi.ru/news. shtml? oid=2747954
<http://angi.ru/news.shtml?oid=2747954>;
. Е.А. Чернышева.
Проблемы и пути развития глубокой переработки нефти в России. // Бурение и
нефть - 2011 - №5 с. - 8-13;
.А.Г. Коржубаев,
И.А. Соколова, И В. Филимонова. Проблемы и перспективы переработки нефти в
России // Мир нефтепродуктов - 2011 - №8 - с.3-7;
.А.Г. Коржубаев,
И.В. Филимонова, Л. Эдер. Нефть и газ России. Состояние и перспективы //
Нефтегазовая вертикаль - 2007 - №7 - с.16-24;
.А.Г. Коржубаев,
Л.В. Эдер. Анализ тенденций развития нефтяного комплекса России: количественные
оценки, организационная структура // Минеральные ресурсы России. Экономика и
управление. - 2009. - N 3. - С.45-59;
.С. Шматко
Комплексный ответ на старые вопросы // Нефть России. - 2011 N 2. - С.6-9;
.А.Г. Коржубаев,
Л.В. Эдер. На пути к высоким переделам // Нефть России. - 2011. - N 8 -
С.50-55;
.В.А. Рябов.
Перерабатывать, а не торговать сырой нефтью // Бурение и нефть. - 2011. - N 5
С.3-7;
. П.В.И. Фрейгин.
Исследование состояния и перспектив направлений переработки нефти и газа, нефте
- и газохимии и РФ // В.И. Фрейгин, О.Б. Брагинский - М.: Экон-Информ, 2011. -
806 е.;
.Э. Теляшев, И.
Хайрудинов. Нефтепереработка: новые-старые технологии. // Технологии.
Нефтепереработка - 2004 - № 10-е.68-71;
. Е.В. Бойко.
Химия нефти и топлив: учебное пособие / Е.В. Бойко. - Ульяновск: УлГТУ, 2007, -
60 с;
. С.А. Ахметов.
Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа. Учебное пособие /
С.А. Ахметов, Т.П. Сериков, И.Р. Кузеев, М.И. Баязитов; Под ред. С.А. Ахметова.
- СПб.: Недра, 2006. - 868 с.