В 70-е годы по заказу Министерства обороны СССР начали разрабатываться и строиться нефтеперерабатывающие заводы малой мощности. Необходимость создания мини-НПЗ для выпуска продуктов из нефти была обусловлена стратегическими соображениями на случай возникновения военных действий в регионах, где есть действующие нефтепроводы или месторождения нефти, продукцию которых можно использовать для нужд военной техники или регионального потребления для предприятий, производящих военную технику.
Разработку технологического регламента для проектирования было поручено осуществить БашНИИНП (ныне ГУП «ИНХП РБ»), проектирование – ВНИПИНефти, изготовление оборудования и комплектацию – Краснокамскому заводу химического машиностроения и Туймазыхиммаш. До 1985 г. было изготовлено восемь комплектов малых НПЗ мощностью по 100 тыс.т/год. Надо подчеркнуть, что заводы были рассчитаны на производство нефтепродуктов по действующим в те годы стандартам: бензины А-56, А-66, А-72, сернистые керосины и дизельные топлива. Вопросы экологии не учитывались. В настоящее время указанные проекты устарели и практически не используются.
В таблице представлен перечень российских установок, построенных по технологическим регламентам ИНХП РБ. В основном мини-НПЗ состоят из одной технологической
установки с соответствующей инфраструктурой и строятся на отдельных площадках. Три из указанных в таблице установок (гг. Рязань, Кириши, Краснодар) были смонтированы
на территории действующих НПЗ, одна (г. Ижевск) – на территории битумного завода, остальные – на отдельных площадках, и названия городов в таблице указывают на близость расположения к ним этих мини-НПЗ.
При создании этих мини-заводов были отработаны проблемы, связанные с минимизацией размеров оборудования, комплектацией объектов общехозяйственного назначения, подготовкой сырья. Были сформулированы основные критерии выбора технологии для схем мини-НПЗ, изложенные далее.
Существуют малотоннажные установки (МТУ) мощностью 5, 10, 25, 50, 100, 300, 400 и 500 тыс.т/год по подготовленному сырью.
1. Наиболее экономически целесообразны МТУ мощностью от 5 до100 тыс.т./год, базирующиеся на технологии атмосферной перегонки подготовленного сырья с получением компонента автобензина марки А-76, дизельного топлива зимних и летних марок, топочных мазутов. Главный критерий для реализации такой технологии – содержание общей серы в сырье не более 1% масс., отсутствие сероводорода и меркаптанов, высокий потенциал светлых фракций (50–80%). При соблюдении этих условий возможно производство автобензина марки А-76 (с обязательным
добавлением ввозимых со стороны высокооктановых компонентов – метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ), алкилата, концентратов толуольно-ксилольной фракции и др.), дизельное топливо по ГОСТ с содержанием серы не выше 0,5% масс. и топочные мазуты марок М-40 и М-100. Такие установки окупаются в течение 0,5–2 лет в зависимости от стоимости исходного сырья, которая может равняться себестоимости добычи нефти или ее рыночной цене в случае питания от магистрального нефтепровода. Для МТУ упрощается решение проблем отгрузки продукции.
2. В зависимости от содержания газообразных компонентов, воды и хлористых солей в сырье МТУ необходимо оборудовать блоками его подготовки – стабилизации и обессоливания.
Допустимое содержание газов в подготовленном сырье – не более 2% масс., хлористых солей – не более 20 мг/см3.
3. Увеличение содержания серы, наличие сероводорода и меркаптанов в сырье приводит к необходимости включения в схему блоков облагораживания для решения проблем
экологии и обеспечения требований стандартов качества нефтепродуктов. Включение этих блоков резко удорожает стоимость комплекса.
4. Для переработки сернистых и высокосернистых нефтей в товарные нефтепродукты в схему комплекса должны быть включены установки обессеривания, базирующиеся на
технологии гидроочистки, а для производства необходимого водорода и получения высокооктанового компонента бензина – установка каталитического риформинга. Ввиду
высокой стоимости, технологической сложности этих блоков и необходимости утилизации сероводорода включение их в состав комплекса экономически целесообразно только
при мощности установки 300–500 тыс.т/год и выше.
5. При значительной выработке прямогонных бензинов в схему комплекса вместо каталитического риформинга может быть включена установка «Цеоформинг», обеспечивающая производство сжиженных газов (пропана и бутана) и высокооктановых компонентов по безводородной технологии. Это целесообразно, если нет необходимости получения водорода для гидроочистки дизельных фракций. Оптимальная мощность «Цеоформинга» в зависимости от объема производства бензина – от 20 тыс. до 100 тыс.т/год.
6. При необходимости производства битумов МТУ дополняют блоками вакуумной перегонки мазута и битумным (при условии, если исследование остатков перегонки покажет пригодность их к производству битумов стандартного качества). Включение этих блоков экономически выгодно при мощности МТУ не менее 50 тыс.т/год.
Следует подчеркнуть, что при отработке технологий комплекса установок мини-НПЗ и учитывая большой спрос предприятий, авторы пришли к выводу, что мини-НПЗ, оборудованные малотоннажными установками для переработки нефтей и газовых конденсатов, – перспективное направление в решении проблем обеспечения потребности
регионов в нефтепродуктах. Строительство МТУ с целью регионального обеспечения нефтепродуктами целесооб разно и экономически выгодно в местах: отдаленных от
центров крупнотоннажного производства нефтепродук тов; небольших труднодоступных месторождений, для обеспечения региональных потребностей; геологических и
нефтедобывающих предприятий, для удовлетворения собственных нужд (завоз и потребление нефтепродуктов по существующим ценам – наибольшая статья расходов этих предприятий); отдаленных от центра предприятий, расположенных вдоль магистральных нефтепроводов большой протяженности, для регионального обеспечения.
К одной из негативных сторон малых НПЗ относится то, что они в основном базируются на установках атмосферной перегонки малосернистых нефтей. Продукция: прямогонные
низкооктановые бензиновые фракции, сернистый керосин, дизельное топливо с содержанием серы до 0,5% масс., а также остаток – мазут, чаще всего возвращаемый в нефть.
Сброс остатка перегонки в товарную нефть ведет к ухудшению ее качества при приеме в переработку на крупных НПЗ.
Так, к некоторым нефтепроводам, подающим нефть из Западной Сибири, привязаны 3–4 мини-НПЗ суммарной мощностью до 500 тыс.т/год. С этих заводов в нефтепровод возвращается до 250–300 тыс.т/год мазута, что ведет к снижению в нефти суммарного содержания светлых и, как следствие, к снижению загрузки вторичных процессов на крупных НПЗ.
Опыт эксплуатации малого НПЗ по переработке шаимской парафинистой нефти в ТПП «Урайнефтегаз», в состав которого включены установки атмосферной и вакуумной перегонки, установка гидроочистки и риформинга бензина, а также блок производства битума, показал целесообразность организации глубокой переработки нефти на малотоннажных установках.
Анализ прочих проблем, связанных с созданием мини-НПЗ, достаточно подробно представлен в периодической литературе [1–5]. Наиболее характерные замечания относятся к тому, что до сих пор отсутствуют типовые проекты и нормативная база для строительства. Более того, мини-НПЗ приравнены к крупным НПЗ буквально во всем. Однако для них нужны специальные технологии, применимые в условиях малотоннажного производства и обеспечивающие выпуск не полуфабрикатов, а товарной продукции, необходим иной подход к проектированию, строительству и эксплуатации.
Мини-НПЗ должны иметь сертификат Росстандарта и разрешение на применение Ростехнадзора. Необходимо наличие нормативной документации, регламентирующей расположение объектов на стройплощадке мини-НПЗ, в частности разрывы между основными аппаратами, расположение их в резервуарном парке, а также нормирующей допустимые объемы резервуаров. Кроме того, должен быть отработан порядок согласования с контролирующими органами.
Все указанные факты вызывают беспокойство нефтепереработчиков и ждут своего решения, от которого зависит и дальнейшая судьба действующих и создаваемых мини-НПЗ, питающихся от магистральных нефтепроводов, поставляющих нефть в крупные нефтеперерабатывающие центры России.
Список литературы
1. Глазов Г.И., Гараиев А.М., Тимерханов Р.В. Малотоннажные модульные установки // Химия и технология топлив и масел. 2003. №1–2. С.25.
2. Хабибуллин С.Г., Гильмутдинов С.С. Совершенствование малотоннажного комплекса переработки шаимских нефтей на НПЗ ТПП «Урайнефтегаз» ООО «Лукойл» // Материалы III Международного симпозиума «Нефтяные дисперсные системы: НДС – 2004». М.: Нефть и газ, 2004. С.49.
3. Каданцев В. Нужны ли России мини-НПЗ? // Нефть России. 2006. №11.
4. Степанов В.Г. Малотоннажные производства моторных топлив на отдаленных промыслах // Химия и технология топлив и масел. 2005. №1.
5. Хайрудинов И.Р., Деменков В.Н., Султанов Ф.М., Теляшев Э.Г. Направления совершенствования технологии атмосферной перегонки нефти на малотоннажных установках // Материалы Международной научно-практической конференции «Нефтегазопереработка и нефтехимия – 2006». Уфа: ГУП «ИНХП РБ». 2006. С.48.
Автор: C.Г. ХАБИБУЛЛИН, Э.Г. ТЕЛЯШЕВ, И.Р. ХАЙРУДИНОВ, А.И. БЫСТРОВ
