Проблемы и перспективы развития нефтяной промышленности России

Все указанные факторы привели к тому, что доля природного газа в мировом энергобалансе постепенно растет (таблица 4). В целом по миру доля газа в структуре потребления энергоносителей составляет около 24%, однако в соответствии с долгосрочными прогнозами может возрасти в течение нескольких ближайших десятилетий до 28–30%. При этом доля природного газа в структуре энергобаланса развитых стран примерно такая же, как и в среднем по миру – порядка 24–25%. В развивающихся странах, где пока еще в энергобалансе преобладают традиционные энергоносители (уголь, мазут), эта доля не превышает 18%, хотя достаточно быстро растет (темп прироста 5,6 процентных пункта за 2006-2011). В период 2001–2005 гг. доля природного газа в структуре энергобаланса развитых стран возросла на 0,3 процентных пункта, а развивающихся стран – снизилась на 1,0 процентный пункт.

Таблица 4 - Доля природного газа на мировом энергетическом рынке, % 2

В структуре энергобаланса республик бывшего СССР и стран Восточной Европы доля природного газа гипертрофированно велика – она превысила уровень в 50%. Это связано с наличием громадных ресурсов и развитием газовой промышленности в бывшего СССР, откуда природный газ экспортировался в Европу и, прежде всего, в страны Восточной Европы, а во внутреннем потреблении для нужд энергетики и коммунально-бытового сектора в силу указанных выше причин (экологичность, технологичность, дешевизна) вытеснял другие энергоносители.

По прогнозам в период 2002–2030гг. среднегодовые темпы прироста спроса на природный газ составят 2,3% против 1,7% по всем энергоресурсам в целом, в т.ч. по сравнению с темпами роста спроса на нефть 1,6%, на уголь – 1,5%, на ядерное топливо – 0,4%. Доля природного газа в мировом топливно-энергетическом балансе с 23,7% в 2004 г. может возрасти до 25%, а в развитых странах – до 32% к 2030 г. [11].

Увеличение роли газа в мировом энергобалансе, обусловленное его экологическими, экономическими и технологическими преимуществами, связано с несколькими обстоятельствами. Во-первых, это рост электроэнергетики, базирующейся на природном газе. Если в 2003 г. доля природного газа как энергоносителя в производстве электроэнергии составляла в мире 36% от общего потребления газа, то по прогнозам в 2030 г. она составит 47%. Главной причиной грядущей научно-технической революции в электроэнергетике станут новые технологические схемы электрогенерирующих процессов, которые позволят поднять КПД электростанций с 43–44% в настоящее время до 62% в 2030 г. Во-вторых, существенно возрастет потребление газа в развивающихся странах, прежде всего, в странах с огромным населением (Китае, Индии) и ряде других стран, где среднегодовые темпы прироста спроса на газ составят более 5%. В-третьих, в перспективе получит широкое развитие производство синтетических топлив из природного газа по технологии GTL (gas to liquids, газ в жидкость). В-четвертых, гораздо более широкое развитие получит газохимия.

Благоприятные технико-экономические, экологические и технологические преимущества природного газа привели к быстрому росту его производства и применения в мире (таблица 5). За последнее десятилетие мировое производство и потребление природного газа росло со среднегодовым темпом в 1,8%, а по различным прогнозам экспертов в первые десятилетия XXI века будет расти с темпом 1,9–2,5 в год.

Таблица 5 - Добыча и потребление газа в мире, млрд.м3[44]

Консолидация технологических и финансовых усилий в последние годы XX века явилась для нефтяных компаний и их нефтеперерабатывающих секторов способом не только выживать в условиях колеблющихся цен на нефть, увеличения капиталоемкости производства и конкурентной борьбы, но и поддерживать высокий уровень эффективности. В этот период различного рода альянсы, стратегические партнерства, слияния, создание совместных предприятий проявились в гораздо большей степени, чем раньше. Если в начале 90-х гг. из рук в руки переходили 4% мощностей НПЗ, то в 1997 г. – уже 10%. В США за последние 5 лет 45% мощностей по переработке нефти поменяли хозяев [10].

Самое крупное слияние в области нефтепереработки – тройственный союз между Royal Dutch/Shell, Texaco Inc. и Saudi Aramco Oil Corp., который теперь имеет в США 80 млн т/год мощностей по переработке нефти, владеет 25 тыс. бензоколонок и контролирует 25% американского рынка нефтепродуктов. В 1996 г. произошло объединение НПЗ и сбытовых организаций British Petroleum и Mobil Corp. в Европе, которое впоследствии было усилено в связи с объединением British Petroleum и Amoco Corp. Компании Royal Dutch/Shell и Texaco Inc. по образцу слияния, реализованного в США, произвели в 1998 г. аналогичную операцию по объединению сети НПЗ и сбытовых организаций в Европе. Примеру их последовали Total и Elf (Франция) и Fina (Бельгия), а в Японии – Nippon Oil и Mitsubishi Oil. Объединились испанская нефтяная компания Repsol Oil и аргентинская YPF SA. В конце 1998 г. был подписан меморандум о взаимопонимании между компаниями Shell Australia Ltd. и Mobil Oil Australia Ltd. об объединении нефтеперерабатывающих предприятий в Австралии. В настоящее время на разных стадиях переговоров в разных регионах мира находится значительное число подобных сделок. Одним из последних было слияние американских компаний Chevron Corp. и Техасе.

Основными процессами переработки нефти являются прямая и вакуумная перегонка нефти, каталитический крекинг, каталитический риформинг, каталитический гидрокрекинг, коксование, гидроочистка и гидрообессеривание, алкилирование, изомеризация, деасфальтизация и др [27]. Рассмотрим некоторые из них.

Из процессов прямой и вакуумной перегонки нефти можно отметить технологии компаний Foster Wheeler, Shell Global Solutions International B.V., Technip, ABB Lummus Global. Inc., UhdeGmbH. Главным процессом нефтепереработки является процесс каталитического крекинга «флюид» (ККФ) – селективная переработка разнообразных газойлей в высокоценные продукты (высокооктановый бензин, дизельное и реактивное топливо). Во время второй мировой войны процесс каталитического крекинга «флюид» (ККФ) был основным источником производства высокооктанового бензина путем крекинга тяжелых углеводородных потоков. Технологию ККФ широко применяют и сейчас для переработки тяжелого сырья в связи со снижением спроса на остаточные топлива. Процесс ККФ позволяет также удовлетворять спрос на дизельное и реактивное топливо, сжиженные нефтяные газы и легкие олефины (в основном, пропилен), используемые как нефтехимические полупродукты. Известны процессы компании ABB Lummus Global, Inc; технология Flexicracking компаний Exxon Mobil Research and Engineering Co. и Kellogg Brown & Root; процесс Millisecond Catalytic Cracking компании UOP; процесс Orthoflow компании Kellogg Brown & Root, Inc.; процесс превращения тяжелых нефтяных дистиллятов в высокоценные продукты компании Shell Global Solutions; процесс компаний Stone & Webster Inc, Shaw Group Co./Axens, IFP Group Technologies; процесс FCC/RFCC/Petro FCC компании UOP; процесс глубокого каталитического крекинга компаний Stone & Webster Inc, Shaw Group Co. при участии института нефтепереработки компании Sinopec.

В настоящее время разрабатываются новые системы ввода сырья, практикуется обрыв реакции на выходе из прямоточного реактора для снижения газообразования и уменьшения выхода кокса, предлагается улучшенная конструкция отпарной секции и воздухораспределителя для лучшей регенерации катализатора и снижения выбросов окислов азота. Главная цель модернизации процесса ККФ – решение проблем конверсии тяжелых углеводородов в моторные топлива с низким содержанием серы, а также ароматики и легких олефинов. Одной из первых разработок является система сверхмягкого каталитического крекинга. Компанией Petrobras предложена двухступенчатая схема ККФ, при которой на первой ступени применяется сверхмягкий каталитический крекинг, при котором получаются высококачественные дистилляты с низким содержанием серы, ароматики и азота, которые легко могут быть превращены в компоненты смешения экологически чистых бензина и дизельного топлива. Остаточные продукты могут быть переработаны на второй стадии обычного ККФ.

Новое видение технологии ККФ заключается в придании ей «второго дыхания» и в разработке новых катализаторов. Этот мощный многогранный процесс превращается в средство гибкого решения насущных проблем НПЗ, которое с помощью относительно небольших затрат позволяет превращать остаточное нефтяное сырье в моторные топлива высоких экологических кондиций и в легкие углеводороды, нужные для нефтехимической промышленности.

Другой важнейший процесс нефтепереработки каталитический риформинг - облагораживание прямогонных бензиновых фракций с получением высокооктанового бензина, ароматических углеводородов и сжиженного нефтяного газа. Известны несколько модификаций процесса риформинга: компаний Axens NA, Home-Baker Engineers Ltd, UOP.

Сравнительно новым и быстроразвивающимся процессом нефтепереработки является каталитический гидрокрекинг – облагораживание вакуумного газойля и его смесей с газойлевыми фракциями других процессов с целью получения высококачественных дизельных и реактивных топлив, малосернистых котельных топлив, сырья для процесса ККФ. Лицензиарами процесса каталитического гидрокрекинга являются компании: Axens NA (процесс H-Oil); Chevron и Lummus Global LLC (процесс LC-Fining и ISOCRACKING); Shell Global Solutions International B.V. (переработка тяжелого вакуум-газойля и нефтяных остатков); Veba Oil Technologie und Automatizirung GmbH (процесс Unicracking); Axens NA (процесс совместного гидрокрекинга и гидроочистки T-Star); Haldor Topsofe (процесс «мягкого» гидрокрекинга).

Разновидностью гидрокрекинга является легкий гидрокрекинг, позволяющий увеличить производство дизельных топлив путем гидроконверсии вакуум-газойля [26]. Установка такого гидрокрекинга была введена в 2004 г. на НПЗ компании Repsol YPF в Пуэртольяно, Испания. На установке при 35%-ой конверсии вакуум-газойля получают дизельное топливо с содержанием серы 10 ppm. В составе интегрированной схемы гидрокрекинга предусмотрена стадия доочистки дизельного топлива.

Наибольшим разнообразием отличаются процессы гидроочистки и гидрообессеривания. Для гидроочистки бензинов используются процессы GT-Desulf (обессеривание бензина ККФ компании GTC Technology Inc.); Uni Pure ASR-2 (глубокой гидроочистки бензина компании Uni Pure Corp.); процесс глубокого обессеривания компании Axens NA; гидрообессеривания путем селективного гидрирования компании Exxon Mobil Research and Engineering; процесс ISAL глубокого обессеривания компаний UOP и PdVSA. Для гидроочиски дизельного топлива используются процессы компании Axens NA; компании Fuels Technology Group Conoco Phillips Co.; процесс гидрообессеривания компании Haldor Topsoe AS; процесс SK HDS компании The Badger Technology Center и SK Corp. Для гидроочистки средних дистиллятов используются процессы компании ABB Lummus Global, Inc. и Unifining компании UOP. Для гидроочистки широкой гаммы нефтяных фракций используются процессы компаний Home-Baker Engineering Inc. и Akzo-Nobel Catalysts B.V. и др.

На НПЗ со сложной конфигурацией, имеющем в своем составе установку предварительной гидроочистки сырья ККФ, при использовании тяжелой сернистой нефти используют методы ужесточения процесса гидроочистки [28]. Компания Lyondell Chemical Co. продемонстрировала способ очистки топлив от сернистых соединений путем окисления гидроперекисями [22].

В последнее время рядом компаний разработаны новые процессы и катализаторы [23]. В частности, компании Axens NA, Engelhard, Kellogg Brown & Root, Inc. разработали новые катализаторы. Компания Exxon Mobil Research and Engineering предложила новые процессы SCAN Fining и OCTAGAIN; компания UOP-процесс Unicracking High Cycle. Еще ряд фирм разработали процессы, способствующие увеличению выхода и улучшения качества нефтепродуктов.

Многими компаниями применяется интегрированный подход к сбережению на НПЗ энергии и водорода [24]. С этой целью рекомендуется применение т.н. «пинч-технологии», т.е. технологии оптимизации энергозатрат на НПЗ. Такую технологию применяет компания ENI SpA Refining & Marketing на своих заводах в Италии и в других странах Европы.

В период 1998–2010 гг. произошли заметные технологические сдвиги в структуре мировой нефтеперерабатывающей промышленности (приложение A). В этот период суммарная доля углубляющих процессов (каталитический крекинг, каталитический гидрокрекинг, термический крекинг или висбрекинг, коксование, каталитический риформинг, алкилирование, изомеризация) возросла в целом по нефтеперерабатывающей промышленности мира с 43,6 % до 51,3%, а облагораживающих процессов (гидрооблагораживание, гидроочистка) – с 43% до 50,3%). Мощности процессов каталитического крекинга в период 90-х г. имели среднегодовой темп роста 1,8%, каталитического риформинга – 1,5%, каталитического гидрокрекинга – 2,9%, гидроочистки – 1,9%, изомеризации – 2,2%.

В 2003 г. возросли мировые мощности процессов гидроочистки (на 5,2%), каталитического гидрокрекинга (на 2,9%) и каталитического крекинга (на 0,9%), при этом рост мощностей по первичной переработке по сравнению с 2002 г. увеличился всего на 0,2% [46]. В 2005 г. суммарные мировые мощности по процессу каталитического риформинга по сравнению с 2003 г. возросли почти на 85 млн т/год, гидроочистки – почти на 225 млн т/год, гидрокрекинга – всего на 1,4 млн т/год, алкилирования и полимеризации – на 14,2 млн т/год, ароматизации и изомеризации – на 44,5 млн т/год [48].