Как компании зарабатывают деньги. Производство прямогонного бензина

Омский нефтеперерабатывающий завод. Фото «Газпром нефть»
Рассмотрев все продукты компаний ФосАгро и Акрон, приступаем к изучению продуктовой линейки последнего представителя сектора удобрений на Мосбирже — Куйбышевазот. Эта компания, в отличие от ФосАгро и Акрона, производит только азотные удобрения — аммиак, аммиачную селитру, карбамид, сульфат аммония и КАС. Фосфорных и калийных удобрений в портфеле компании нет. Цепочка азотных удобрений основана на переработке природного газа: метан -> водород -> аммиак; и дальнейшей переработке аммиака. Все эти технологии были уже рассмотрены при анализе ФосАгро или Акрона, поэтому в статьях о Куйбышевазоте рассмотрим его производства продукции органического синтеза. Если для Акрона вторая по значимости после удобрений технологическая цепочка — это карбамидоформальдегидные смолы, то для Куйбышевазота — шинный корд. Корд — это тканевая основа автомобильной шины, на неё наносят резиновую смесь перед вулканизацией.
Путь от природного сырья к шинному корду долог и тернист. Первые стадии этой цепочки находятся не на заводах Куйбышевазота. Всё начинается с нефти, которая является основой почти всей современной органической химии, поскольку содержит огромную палитру нужных химикам веществ. В данном случае нам нужен такой продукт переработки нефти как прямогонный бензин (его ещё называют нафтой или лигроином). Рассмотрим его производство, разбавив его фотками самого большого нефтеперерабатывающего завода в России — Омского НПЗ (ОНПЗ) компании «Газпром нефть».
Сырая нефть поступает на Омский НПЗ из Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. Здесь находятся добывающие мощности ПАО «Газпром нефть». При этом, в отличие от «Газпрома» с его магистральными газопроводами в каждую дыру, «Газпром нефть» магистральными нефтепроводами не обладает. Транспортировкой нефти занимается ПАО «Транснефть», которая на границе с ОНПЗ по счётчику отдаёт её заводу.
Нефть поступает по подземным трубопроводам в специальные ёмкости-хранилища. Она должна отстояться, здесь же создаётся производственный запас (его хватит на 4,5 суток работы завода). Дальше на завод нефть уже идёт по наземным трубопроводам, и для создания необходимого давления работает специальная насосная станция — шесть насосов, два из них в работе, остальные в резерве и могут быть включены в любой момент. Нефть, как и готовые продукты завода, хранится в огромных резервуарах, вмещающих по 20 и 50 тыс. кубометров. Для предотвращения малейших испарений они закрыты специальными герметичными понтонами.

Строительная площадка установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ на Омском нефтеперерабатывающем заводе. На фото хорошо видны белые вертикальные стальные резервуары — в таких хранится сырая нефть. Фото «Газпром нефть»
Нефть, поступающая на НПЗ по системе магистральных нефтепроводов, может содержать до 3600 мг/л солей, до 1,0% масс. воды и до 0,05% масс. механических примесей. Если при транспортировке такое количество примесей не очень опасно, при переработке нефти на НПЗ могут произойти необратимые последствия. В сырьевых резервуарах происходит частичное отстаивание нефти с выпадением в осадок воды, солей и механических примесей. Но этого недостаточно.
Высокое содержание в нефти солей может привести к ускоренной коррозии стальной аппаратуры, и уже через сто дней придется осуществлять ее замену, а для этого останавливать технологический процесс (который на НПЗ не прекращается на протяжении как минимум двух лет — таков период непрерывной работы между капитальными ремонтами).
Высокое содержание в нефти воды может вызвать при переработке резкое увеличение давления – вплоть до взрыва (попробуйте капнуть водой на раскаленную сковороду с маслом).

Не пробуйте, лучше смотрите видео, что будет
Механические примеси могут вызвать эрозию подвижных частей насосов и проточных частей трубопроводов, а также привести к образованию отложений во внутренних полостях аппаратуры.
В нефти, поступающей на переработку, содержание солей не должно превышать 5 мг/л, содержание воды – не более 0,1% масс, а механических примесей вообще быть не должно. Поэтому первой стадией переработки нефти на НПЗ всегда является обезвоживание и обессоливание. Поскольку нефть и вода нерастворимы друг в друге, при их смешении образуются эмульсии.
Устойчивость эмульсии воды в нефти зависит от содержания в нефти природных веществ – стабилизаторов эмульсии. Молекула стабилизатора имеет олеофильную часть, которая хорошо растворяется в нефти, и гидрофильную, которая удерживается на поверхности водяной капли. Таким образом, вокруг капельки воды образуется слой эмульгатора, который удерживает капельку воды в объеме нефти и не дает капелькам воды соединиться и выпасть из нефти под действием силы тяжести (плотность воды выше плотности нефти).
Для того чтобы разрушить эмульсию воды в нефти, ее подогревают, вводят в ее состав специальные вещества – деэмульгаторы и создают мощное переменное электрическое поле. Повышение температуры снижает вязкость нефти и увеличивает разность плотностей воды и нефти. Деэмульгаторы – поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые разрушают глобулы (микроскопические капли) и позволяют им соединиться. Мощное переменное электрическое поле активизирует перемещение капелек воды вдоль линий силового поля, они соударяются, укрупняются, и вода выпадает из нефти вниз.
Комплексный аппарат, в котором происходят одновременно все три процесса, называется горизонтальным электродегидратором, а технологическая установка, в которой собраны несколько аппаратов, называется ЭЛОУ – электрообезвоживающая и обессоливающая установка.

Вот этот поросёнок и есть электродигидратор
Для того чтобы обеспечить очистку до требуемого уровня, электродегидраторы работают последовательно в две ступени. Сырая нефть насосом подается через теплообменники в электродегидратор первой ступени. Теплообменник представляет собой набор трубок небольшого диаметра, собранных в пучок. Пучок трубок заключен в кожух, внутри которого прокачивается нагревающая жидкость (например, мазут с температурой 360 °С), а через трубки подается нефть.

Михалыч из ОАО «Волгограднефтемаш» приваривает трубный пучок к трубной доске для мужиков из «Газпром нефть». Ювелирная работа!
Нефть нагревается в теплообменнике до температуры 130 °С. При этом снижается ее вязкость и облегчается удаление воды. Для того чтобы при этом из нефти не испарялся бензин, в электродегидраторе поддерживают довольно высокое давление – до 12 атмосфер. В подаваемую нефть вводят деэмульгатор и раствор щелочи, а также до 10% обессоленной свежей воды для лучшей отмывки солей. Нефть поступает в аппарат равномерно через распределитель (маточник) и движется вверх через слой уже отстоявшейся ранее воды. Далее нефть попадает в зону слабого электрического поля – между нижним электродом и слоем воды, затем в зону сильного поля между двумя электродами, затем – в зону между верхним электродом и маточником сбора обработанной нефти, из которого нефть выводится в электродегидратор второй ступени, имеющий точно такую же конструкцию. В нем содержание воды и соли снизят еще и доведут до требуемых параметров.
Обезвоженная и обессоленная до требуемого уровня нефть поступает далее на установки атмосферной и вакуумной разгонки.
Разделение нефти на фракции проводится по температуре их выкипания. Для этого нефть необходимо нагреть до температуры не выше 360 °С. Если нефть нагревать до более высоких температур, при атмосферном давлении начинается процесс термического крекинга – разложения нефти на газообразные и твердые (коксообразные) продукты. Это категорически недопустимо – может привести к выходу из строя теплообменной аппаратуры, а самое главное – снижает объем выхода из нефти самых дорогостоящих светлых углеводородов – компонентов бензинов.
Для того чтобы нагреть нефть до требуемой температуры, применяют специальные трубчатые печи.

НПЗ, расположенные в крупных городах, стараются использовать в качестве топлива для печей природный газ
Топливом для большинства современных трубчатых печей могут служить: природный газ, поступающий на НПЗ извне (наиболее экологичный вариант) – вариант особенно популярный в России, где природный газ очень дешевый; углеводородные газы, выделяемые из нефти при ее переработке на заводе; мазут – смесь тяжелых нефтяных остатков с разных технологических установок НПЗ.
Поскольку печи имеются почти на всех технологических установках НПЗ, как правило, все печи на заводах получают топливо из единых заводских систем (колец) топливного газа и жидкого топлива – мазута. Это позволяет гарантировать подачу топлива к печам даже в случае разрыва топливопровода, а многотопливность печей позволяет маневрировать подачей топлива исходя из текущей ценовой и производственной ситуации (например, мазут или заводские газы можно в какие-то периоды с выгодой продавать).
КПД современных печей очень высокий – достигает 96%. В результате на переработку одной тонны нефти в среднем на НПЗ расходуется не более 70 кг мазута. Кроме КПД важнейшими характеристиками печей являются производительность (мощность) и теплонапряженность поверхностей нагрева – эти параметры рассчитываются исходя из потребностей технологических установок.
Нефть поступает в стальные трубы диаметром 100–200 мм, установленные в топке печи, и протекая по трубам, нагревается газами сгорания топлива до требуемой температуры. В результате в трубах образуется парожидкостная смесь – углеводороды с числом атомов углерода в молекуле до 26 испаряются, а более высокомолекулярные – остаются жидкими. Эта парожидкостная смесь поступает дальше на разделение в вертикальный стальной аппарат – ректификационную колонну.
Для всех печей большое значение имеет полнота сгорания топлива – это важно и с экономической, и с экологической точки зрения. Для обеспечения полноты сгорания в топку печи (на топливные форсунки) подается принудительно избыточное количество воздуха. Если топливом служит метан – в составе газов сгорания присутствуют только углекислый газ и водяной пар. Если топливом является сернистый мазут – в составе газов сгорания появляется еще и сернистый ангидрид, возрастает количество выбрасываемого углекислого газа – экологические характеристики печи ухудшаются. Поэтому НПЗ, расположенные в крупных городах, стараются использовать в качестве топлива для печей природный газ (так поступают, например, на Московском НПЗ). В этом случае выбросы в воздушный бассейн минимальны. По этому показателю любой НПЗ значительно безопаснее любой ТЭЦ, даже если она работает на природном газе. Если же сравнивать НПЗ с ТЭЦ, работающими на каменном угле, коксохимическими предприятиями или металлургическими комбинатами, получается что выбросы НПЗ в разы меньше.
Парожидкостная смесь углеводородов поступает в атмосферную ректификационную колонну. Колонну называют атмосферной, потому что внутри поддерживается атмосферное давление. Внешне все колонны очень похожи – стальной вертикальный цилиндр большой (до 70 м) высоты, а вот внутреннее устройство колонн может быть самым различным.
Внутри колонны устанавливают сложные устройства, улучшающие процессы конденсации и испарения.

Комплекс первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ. Ректификационные колонны — самая узнаваемая часть индустриального пейзажа любого НПЗ или химического завода. Фото «Газпром нефть»
В результате нефть разделяется на фракции, различаемые по температуре кипения: бензиновую, керосиновую, дизельную и прямогонный мазут.
Прямогонный мазут – смесь углеводородов, кипящих выше 360 °С, далее поступает на разделение в вакуумную колонну. Остальные фракции подвергают дальнейшей переработке с целью получения товарных топлив.
Дело в том, что бензин, получаемый при простой атмосферной перегонке, ещё далёк от товарной кондиции — ему предстоит сложный путь преобразований, цель которых — повышение октанового числа. А вот нефтехимикам прямогонный бензин очень даже подходит, так как цель здесь не сжечь его в двигателях, а получить из него необходимые для дальнейших синтезов компоненты.
В качестве товарного продукта для нужд нефтехимии Омский НПЗ выпускает «Бензин газовый стабильный» — смесь фракций бензиновых прямогонных и близких по температуре кипения фракций вторичных процессов НПЗ. На этом мы позволим остальным фракциям атмосферной перегонки дальше путешествовать по внутренностям Омского НПЗ, обмажемся прямогонным бензином и посмотрим на цифры.

Учения пожарной бригады №20 Омского нефтеперерабатывающего завода. На любом НПЗ легковоспламеняющиеся жидкости типа бензина нагревают (sic!) и кипятят (!!!), поэтому НПЗ — место повышенной пожароопасности, и любой серьёзный завод имеет собственную пожарную часть. Фото Газпром нефть
В состав сектора переработки ПАО «Газпром нефть» входят Омский и Московский НПЗ, 2 НПЗ в Сербии (Панчево и Нови Сад), 2 совместных с ПАО «Роснефть» НПЗ — Ярославльнефтеоргсинтез (ЯНОС) и Мозырский НПЗ (Белоруссия). Суммарно «Газпром нефть» согласно отчёту 2020 выпустила 2,19 млн. т. технологического бензина (нафты). Около половины этого объёма выпускается на Омском НПЗ. Завод входит в топ-5 лидеров в России по производству данного продукта после НОВАТЭК Усть-Луга (4,4 млн. тонн/год), Туапсинского НПЗ (1,6 млн. тонн/год, Роснефть), ТАИФ-НК (1,5 млн. тонн/год) и ТАНЕКО (1,3 млн. тонн/год, Татнефть).
«Газпром нефть» отмечает, что конъюнктура рынка нафты как сырья для нефтехимии была относительно благоприятна в 2020 г.: спрос на нефтехимическую продукцию пострадал в меньшей степени и даже получил поддержку на фоне пандемии со стороны рынка медицинских изделий и упаковки.
Всего в России производится более 35 млн. тонн/год нафты, и около 85% её отправляется на экспорт, большая часть морем. Крупнейшие производители удобно расположены в портах на Чёрном море и Балтике. Экспорт в основном осуществляется в страны Азиатско-Тихоокеанского региона — туда, где находятся основные мировые нефтехимические мощности.

UN1! с начала 2021 года
На нафту есть биржевой фьючерс UN1! В январе 2021 он стартовал с позиции 459,34 $/т набрав к ноябрю 64% — цена контракта 5 ноября составляла 752,85 $/т.