نوع گزارش : گزارش های راهبردی
نویسنده
سرپرست گروه انرژی دفتر مطالعات انرژی، صنعت و معدن مرکز پژوهش های مجلس شورای اسلامی
چکیده
تغییر ترکیب سبد پالایش نفت کشور و افزایش سهم فراورده های سبک و با ارزش افزوده بیشتر از این سبد از طریق تبدیل فراورده های سنگین به محصولات سبک تر و میان تقطیر و نیز بهبود کیفیت محصولات تولیدی از نیازهای اساسی صنعت پالایش کشور است. این مهم در قوانین کشور نیز مورد اشاره بوده و مطابق ماده (۵۹) قانون اصلاح الگوی مصرف انرژی مصوب ۱۳۸۹، دولت مکلف است میزان تولید نفت کوره را به حداکثر ۱۰% کاهش دهد اما بعد از گذشت بیش از ۱۲ سال از تصویب این قانون، میانگین سهم تولید نفت کوره در پالایشگاه های نفت خام کشور حدود ۲۳% باقی مانده است؛ ضمن آنکه اکثر پالایشگاه های کشور برای کاهش تولید نفت کوره، صرفاً میزان تولید وکیوم باتوم و قیر را افزایش داده اند. همچنین پس از سال ۲۰۰۰ و وضع استانداردهای زیست محیطی برای سوخت دریایی توسط سازمان بین المللی دریانوردی (IMO)، همواره تقاضا برای نفت کوره با میزان گوگرد بالا رو به کاهش بوده است. ازطرفی به دلیل هزینه های بالای گوگردزدایی از نفت کوره، پالایشگاه های نفت خام در دنیا میزان تولید این فراورده سنگین و کم ارزش را کاهش داده اند. در گزارش حاضر علل بالا بودن میزان تولید نفت کوره در پالایشگاه های نفت خام ایران از دو منظر ظرفیت فناوری های ارتقا و همچنین سبد نفت خام مصرفی پالایشگاه ها بررسی شده و راهکارهای کاهش تولید نفت کوره به عنوان یکی از مسائل راهبردی بخش انرژی در برنامه هفتم توسعه، از دو منظر تغییر سبد نفت خام مصرفی پالایشگاه ها که سریع الاجراست و همچنین از منظر پروژه های ارتقا که بلندمدت بوده و با چالش اصلی تأمین منابع مالی مواجه است، ارائه شده است.
کلیدواژهها
موضوعات
تغییر ترکیب سبد پالایش نفت کشور و افزایش سهم فراوردههای سبک و میانتقطیر و با ارزش افزوده بیشتر از این سبد از طریق تبدیل فراوردههای سنگین به محصولات سبکتر و نیز بهبود کیفیت محصولات تولیدی از نیازهای اساسی صنعت پالایش کشور است. این مهم در قوانین کشور نیز مورد اشاره بوده و مطابق ماده (59) قانون اصلاح الگوی مصرف انرژی مصوب 1389، دولت مکلف شده است با کاهش حداقل دو درصد نفت کوره، ظرف 15 سال میزان تولید نفت کوره را به حداکثر 10% نفت خام تحویلی به پالایشگاهها کاهش دهد. ضمناً در جزء «2» بند «الف» ماده (44) قانون برنامه ششم توسعه، دولت مکلف شده است تسهیلات لازم برای ایجاد ظرفیت پالایش مقدار دو میلیون و هفتصد هزار بشکه در روز نفت خام و میعانات گازی با ضریب پیچیدگی بالا توسط بخش غیردولتی را بهنحوی برنامهریزی و اجرا کند تا ترکیب تولید فراورده آنها اساساً به محصولات سبکتر و میان تقطیر اختصاص یابد و سهم نفت کوره در الگوی پالایش از ۱۰ درصد بیشتر نشود. اما بعد از گذشت 6 تا 12 سال از تصویب این قوانین، میانگین سهم تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام کشور حدود ۲۳% باقی مانده است؛ ضمن آنکه اکثر پالایشگاههای نفت خام کشور برای کاهش تولید نفت کوره، صرفاً میزان تولید وکیوم باتوم و قیر را افزایش دادهاند. بهغیراز دو پالایشگاه شیراز و اراک، روند تولید وکیوم باتوم و قیر در پالایشگاههای دیگر صعودی است. به بیان دیگر میزان تولید کل محصولات تهمانده سنگین شامل نفت کوره، وکیوم باتوم و قیر در هشت سال اخیر صرفاً از 31.14% به 29.12% کاهش یافته است. ازطرفی طبق برآورد وزارت نفت، برای ارتقای کیفی و کاهش تولید نفت کوره در پالایشگاهها نیازمند حدود 10 میلیارد دلار سرمایهگذاری است.
همچنین سازمان دریانوردی بینالمللی در حد فاصل سالهای 2000 تا 2020 سه استاندارد مختلف برای نفت کوره وضع کرده است؛ بهنحویکه استانداردهای جدیدتر وضعیت سختگیرانهتری را نسبت به استاندارد قبلی نشان میدهد؛ طبق این استانداردها مقدار مجاز گوگرد از 4.5% در سال 2000 به 3.5% در سال 2012 و 0.5% در سال 2020 کاهش یافته است. این امر به کاهش تقاضا برای نفت کوره منجر شده است؛ بهنحویکه براساس دادههای EIA تقاضای جهانی برای انواع نفت کوره در بازه زمانی 2000 تا 2020 حدوداً 40% کاهش یافته است. لذا جهت کاهش سهم فراوردههای سنگین از سبد پالایشی کشور و نیز بهبود کیفیت محصولات تولیدی، دو راهکار پیش روی پالایشگاهها قرار دارد:
در این گزارش علل بالا بودن میزان تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام ایران از دو منظر ظرفیت فناوریهای ارتقا و همچنین سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها بررسی شده است. درواقع بخشی از علل بالا بودن میزان تولید نفت کوره در پالایشگاههای ایران ریشه در فناوریهای ارتقا و عدم اجرای پروژههای مرتبط با آنها و بخشی نیز ریشه در طبیعت نفت خام ایران دارد. مهمترین راهکار سیاستی سریعالاجرا در راستای کاهش تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام کشور، مدیریت سبد نفت خام مصرفی پالایشگاههاست. با سبک کردن سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها میتوان میزان تولید نفت کوره را کاهش داد. درحال حاضر در ایران بهطور متوسط 730 هزار بشکه در روز میعانات گازی تولید میشود که میتوان از آنها بهعنوان خوراک برای اختلاط با نفت خام مصرفی در پالایشگاهها استفاده کرد. از 730 هزار بشکه، بهطور متوسط روزانه 150 هزار بشکه میعانات گازی مازاد در اختیار کشور است که با مدیریت و تخصیص آن به پالایشگاهها میتوان میزان تولید نفت کوره را کاهش داد. پالایشگاههای شیراز و لاوان نمونههای موفق این راهکار سیاستی هستند. براساس ردیف دوم بند «ق» از تبصره «1» قانون بودجه سال 1401 کل کشور، وزارت نفت مجاز به افزایش درصد میعانات گازی در خوراک پالایشگاههای نفتی کشور شده بود.
سواپ نفت خام سبک از کشورهای حوزه CIS که مقادیر چشمگیری نفت سبک تولید میکنند نیز میتواند از گزینههای پیش رو در راستای سبکسازی خوراک مصرفی پالایشگاههای نفت خام باشد. برخلاف نفت خام ایران که عمدتاً از نوع متوسط (Medium) است، نفت خام کشورهای آسیای میانه عمدتاً از نوع سبک (Light) است. نفت خام کشورهای آسیای میانه بهدلیل کیفیت طبیعی آن نسبت به نفت خام ایران، گازوئیل و بنزین بیشتر و نفت کوره کمتری تولید میکند. در حال حاضر 100% نفت خام تولیدی قزاقستان، 96% نفت خام تولیدی جمهوری آذربایجان و 45% نفت خام تولیدی ترکمنستان از نوع سبک است. روسیه نیز روزانه 280 هزار بشکه در روز نفت سبک تولید میکند. ضمن آنکه بخش زیادی از نفت خام جمهوری آذربایجان را برش گازوئیل تشکیل میدهد که از آن میتوان برای تأمین گازوئیل مورد نیاز نیروگاهها در ماههای سرد سال استفاده کرد.
در مورد تأمین مالی بهعنوان مهمترین چالش و مسئله پروژههای ارتقا و بهبود کیفیت نفت کوره، پیشنهاد میشود تخفیف خوراک واحدهای پالایشی منوط به تخصیص بخشی از سود سالیانه خود به پروژههای ارتقا و کیفیسازی با اولویت کاهش نفت کوره شود. این حکم در قوانین بودجه سنواتی پیشین مطرح شده و مورد اخیر آن در بند «ر» تبصره «1» قانون بودجه سال 1402 آمده که نیاز است این سازوکار از طریق سایر قوانین مربوط نظیر قانون برنامه هفتم توسعه تثبیت شود.
تغییر ترکیب سبد پالایش نفت کشور و افزایش سهم فراوردههای سبک و میانتقطیر و با ارزش افزوده بیشتر از این سبد از طریق تبدیل فراوردههای سنگین به محصولات سبکتر و نیز بهبود کیفیت محصولات تولیدی از نیازهای اساسی صنعت پالایش کشور است. این مهم در قوانین کشور نیز مورد اشاره بوده و مطابق ماده (59) قانون اصلاح الگوی مصرف انرژی مصوب 1389، دولت مکلف شده است با کاهش حداقل ۲ درصد نفت کوره، ظرف 15 سال میزان تولید نفت کوره را به حداکثر 10% نفت خام تحویلی به پالایشگاهها کاهش دهد.
ضمناً در جزء «۲» بند «الف» ماده (44) قانون برنامه ششم توسعه]2[، دولت مکلف شده است تسهیلات لازم برای ایجاد ظرفیت پالایش مقدار دو میلیون و هفتصد هزار بشکه در روز نفت خام و میعانات گازی با ضریب پیچیدگی بالا توسط بخش غیردولتی را بهنحوی برنامهریزی و اجرا کند تا ترکیب تولید فراورده آنها اساساً به محصولات سبکتر و میانتقطیر اختصاص یابد و سهم نفت کوره در الگوی پالایش از ۱۰ درصد بیشتر نشود. اما بعد از گذشت 6 تا 12 سال از تصویب این قوانین، میانگین سهم تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام کشور حدود ٪۲۳ باقی مانده است؛ ضمن آنکه اکثر پالایشگاههای نفت خام کشور برای کاهش تولید نفت کوره، صرفاً میزان تولید وکیوم باتوم و قیر را افزایش دادهاند. بهغیراز دو پالایشگاه شیراز و اراک، روند تولید وکیوم باتوم و قیر در پالایشگاههای دیگر صعودی است. به بیان دیگر میزان تولید کل محصولات تهمانده سنگین شامل نفت کوره، وکیوم باتوم و قیر در هشت سال اخیر صرفاً از 31.14% به 29.12% کاهش یافته است. ازطرفی طبق برآورد وزارت نفت، برای ارتقای کیفی و کاهش تولید نفت کوره در پالایشگاهها نیازمند حدود 10 میلیارد دلار سرمایهگذاری است.
همچنین براساس بند «ق» از تبصره «1» قانون بودجه سال 1401 کل کشور، وزارت نفت مجاز بوده است با سرمایهگذاری بخش غیردولتی نسبت به موارد ذیل اقدام نماید:
میزان تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام ایران در حد فاصل سالهای 1389 تا 1400 در نمودار 1 ارائه شده است. همان گونه که در نمودار 1 مشاهده میشود در حد فاصل سالهای 1389 تا 1393 کاهش 4.6 واحد درصد در تولید نفت کوره مشاهده میشود که دلیل اصلی آن افزایش تولید وکیوم باتوم و قیر در پالایشگاهها و همچنین قرار گرفتن واحدهای ارتقای RCD و RFCC پالایشگاه امام خمینی (ره) شازند در مدار تولید است؛ اما در حد فاصل سالهای 1393 تا 1400 میزان تولید نفت کوره تقریباً ثابت است و تغییر چشمگیری مشاهده نمیشود.
نمودار 1. تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام ایران
(بهاستثنای پالایشگاه میعانات گازی ستاره خلیج فارس) ]12[
میزان تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام کشور به تفکیک پالایشگاهها در سالهای 1390، 1394 و 1398 در نمودار 2 ارائه شده است.
نمودار 2. درصد تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام ایران به تفکیک هر پالایشگاه]12[
درحال حاضر بیشترین میزان تولید نفت کوره با 38.56% مربوط به پالایشگاه آبادان و کمترین مقدار با 15.74% مربوط به پالایشگاه شیراز است. میزان تولید نفت کوره در پالایشگاه آبادان روند افزایشی دارد. در پالایشگاه اراک میزان تولید نفت کوره از 29.4% در سال ۱۳90 به 16.81% در سال ۱۳98 کاهش یافته است که علت آن بهرهبرداری از واحدهای RCD و RFCC در این پالایشگاه است. کاهش تولید نفت کوره در دیگر پالایشگاهها متأثر از افزایش تولید وکیوم باتوم و قیر است (نمودار 3).
نمودار 3. درصد تولید وکیوم باتوم و قیر در پالایشگاههای نفت خام ایران به تفکیک هر پالایشگاه ]12[
همانگونه که در نمودار 3 مشاهده میشود بهغیراز دو پالایشگاه شیراز و اراک، روند تولید وکیوم باتوم و قیر در پالایشگاههای دیگر صعودی است. بیشترین میزان افزایش تولید در حد فاصل 1390 تا 1398 مربوط به دو پالایشگاه بندرعباس و پالایشگاه کرمانشاه است. پالایشگاه بندرعباس تولید وکیوم باتوم را از 1.58% در سال 1390 به 9.56% در سال 1398 افزایش داده است. همچنین پالایشگاه کرمانشاه تولید قیر را از صفر درصد در سال 1390 به 19.57% در سال 1398 افزایش داده است. میزان تولید وکیوم باتوم و قیر در دیگر پالایشگاهها نیز روند صعودی دارد. میزان تولید کل محصولات تهمانده سنگین شامل نفت کوره، وکیوم باتوم و قیر در پالایشگاههای نفت خام ایران در نمودار 4 ارائه شده است.
نمودار 4. درصد تولید محصولات تهمانده سنگین در پالایشگاههای نفت خام ایران به تفکیک هر پالایشگاه ]12[
همانگونه که در نمودار 4 مشاهده میشود میزان تولید کل محصولات تهمانده سنگین شامل نفت کوره، وکیوم باتوم و قیر در هشت سال اخیر صرفاً از 31.14% به 29.12% کاهش یافته است. میزان تولید این محصولات در سه پالایشگاه آبادان، کرمانشاه و تبریز روند افزایشی داشته است. در سه پالایشگاه اراک، شیراز و لاوان روند کاهشی ملموس مشاهده میشود. در پالایشگاههای تهران و اصفهان روند کاهشی جزئی مشاهده میشود. در پالایشگاه بندرعباس روند نوسانی مشاهده میشود. لذا تغییر ترکیب سبد پالایش نفت کشور و افزایش سهم فراوردههای سبک و میانتقطیر و با ارزش افزوده بیشتر از این سبد از طریق تبدیل فراوردههای سنگین به محصولات سبکتر و نیز بهبود کیفیت محصولات تولیدی از نیازهای اساسی صنعت پالایش کشور است.
همچنین سازمان دریانوردی بینالمللی در حد فاصل سالهای 2000 تا 2020 سه استاندارد مختلف برای نفت کوره وضع کرده است؛ بهنحویکه استانداردهای جدیدتر وضعیت سختگیرانهتری را نسبت به استاندارد قبلی نشان میدهد. (نمودار 5) همانگونه که در نمودار 5 مشاهده میشود مقدار مجاز گوگرد آن از 4.5% در سال 2000 به 3.5% در سال 2012 و 0.5% در سال 2020 کاهش یافته است. این امر به کاهش تقاضا برای نفت کوره 3.5% منجر شده است؛ بهنحویکه براساس دادههای EIA تقاضای جهانی برای انواع نفت کوره در بازه زمانی 2000 تا 2020 حدوداً 40% کاهش یافته است. این کاهش تقاضا علاوهبر بخش بانکرینگ در بخش نیروگاهی نیز بوده است. نفت کوره مصرفی در بانکرینگ با سوخت دریایی کم سولفور و گازوئیل و نفت کوره مصرفی در نیروگاهها با گاز طبیعی و گازوئیل جایگزین شده است.
نمودار 5. استانداردهای مختلف سازمان بینالمللی دریانوردی درخصوص نفت کوره]10[
ازسویدیگر، قیمت نفت کوره با گوگرد بالا بسته به میزان تقاضا بین 65% تا 85% قیمت نفت خام است. درواقع نفت کوره محصولی است که قیمت آن از خوراک پالایشگاه کمتر است. ازاینرو افزایش کیفیت، تبدیل و یا کاهش تولید آن بسیار حائز اهمیت است. پایینتر بودن قیمت نفت کوره نسبت به نفت خام مصرفی، پالایشگاهها را متضرر میکند.
نمودار 6 روند قیمت نفت کوره با میزان گوگرد بالا در حد فاصل ژانویه 2018 تا ژانویه 2020 را نشان میدهد.
نمودار 6. قیمت انواع نفت کوره (فوب خلیج فارس) در بازه زمانی ژانویه 2018 تا ژانویه 2020]4[
همانگونه که در نمودار 6 مشاهده میشود از نوامبر 2018 روند کاهشی در قیمت نفت کوره [1]180 و [2]380 آغاز شده و از جولای 2019 (شش ماه قبل از اجرای قانون IMO 2020) تشدید شده است. ازسویدیگر مشاهده میشود که قیمت نفت کوره 0.5% گوگرد در شش ماه پایانی سال 2019 سیر صعودی داشته است و در ژانویه 2020 اختلاف قیمت نفت کوره 0.5% گوگرد با نفت کوره 180 و 380، تقریباً 400 دلار در هر تن است. البته با افزایش تقاضا و همچنین افزایش قیمت نفت، این نسبتها تغییر میکند.
همچنین میانگین جهانی قیمت انواع نفت کوره در 6 ماه اخیر سال 2022 در نمودار 7 نشان داده شده است. همانگونه که در نمودار مشاهده میشود، بهرغم اینکه قیمت نفت کوره کم سولفور بیشتر از قیمت نفت کوره با سولفور بالاست، قیمت انواع نفت کوره (اعم از سولفور بالا و کم سولفور) بهمراتب کمتر از دیزل دریایی است.
نمودار 7. قیمت انواع نفت کوره و دیزل دریایی در 6 ماهه اخیر 2022
(قرمز: نفت کوره سولفور بالا 380 سانتی استوک، آبی: نفت کوره کم گوگرد، خاکستری: دیزل دریایی) ]11[
جهت کاهش سهم فراوردههای سنگین از سبد پالایشی کشور و نیز بهبود کیفیت محصولات تولیدی، دو راهکار پیش روی پالایشگاهها قرار دارد:
با تشدید سختگیریهای زیستمحیطی نظیر IMO 2020 درخصوص میزان گوگرد در نفت کوره، تقاضا برای نفت کوره با میزان گوگرد بالا کاهش و درنتیجه قیمت آن نیز کاهش مییابد و در صورت عدم کاهش تولید نفت کوره، میزان زیاندهی پالایشگاههای نفت خام افزایش مییابد. براساس پیشبینیها تقاضا برای نفت کوره با گوگرد بالا از حدود 4 میلیون بشکه در روز در سال 2018، با کاهش 50 درصدی به حدود 2 میلیون بشکه در روز در سال 2030 کاهش مییابد.
در ادامه گزارش مطالبی درباره فرایندهای ارتقای کیفی و کاهش تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام آورده شده و سپس تولید نفتکوره در جهان براساس نوع پالایشگاه و نیز برحسب سبد نفت خام مصرفی مورد بررسی قرار گرفته است. در انتهای گزارش نیز راهکارهای کوتاهمدت مدیریتی و بلندمدت در راستای کاهش تولید نفت کوره پالایشگاههای نفت خام کشور، ارائه شده است. خاطرنشان میسازد راهکارهای کوتاهمدت و سریعالاجرا با رویکرد کمینه کردن هزینه سرمایهگذاری و همچنین کاهش وابستگی به فناوریهای گرانقیمت و انحصاری ارائه میشود.
فرایندهای ارتقای کیفی و کاهش تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام
در حال حاضر سناریوهای گوناگون برای کاهش تولید نفت کوره و همچنین تطبیق پیکربندی پالایشگاههای دنیا با مشخصات جدید نفت کوره اعلام شده ازسوی سازمان دریانوردی توسط مؤسسهها و شرکتهای مختلف در دنیا درحال بررسی است. این سناریوها را میتوان در دو دسته کلی طبقهبندی کرد؛ اولین سناریو براساس فناوریهای ارتقای تهماندههای سنگین پالایشگاهی است و سناریوی دوم مبتنیبر سبکسازی سبد نفت خام مصرفی پالایشگاههاست.
روشهای مختلفی برای ارتقای تهماندهای سنگین پالایشگاهی وجود دارد. برخی از این روشها فیزیکی ولی عمده آنها شیمیایی هستند. از روشهای فیزیکی میتوان به فرایندهای تقطیر در خلأ و استخراج با حلال اشاره کرد. روشهای شیمیایی خود به دو دسته حرارتی و کاتالیستی تقسیم میشوند. روشهای حرارتی نظیر ککسازی و کاهش گرانروی؛ روشهای کاتالیستی نظیر تصفیه هیدروژنی، کراکینگ کاتالیستی و هیدروکراکینگ. از نقطهنظر هزینههای ثابت سرمایهگذاری روشهای شیمیایی از فیزیکی و روشهای کاتالیستی از روشهای حرارتی گرانتراند. هزینههای ثابت سرمایهگذاری این فرایندها برای ظرفیت 20 هزار بشکه در روز و در ساحل خلیج مکزیک آمریکا در سال 2017 در جدول 1 مقایسه شده است. ترتیب آنها از ارزانترین به گرانترین به شرح ذیل است: استخراج با حلال، ویسبریکینگ، ککسازی، کراکینگ کاتالیستی تهماندها (RFCC)، تصفیه هیدروژنی و هیدروکراکینگ.
ویسبریکینگ و ککسازی هر دو جزء فرایندهای ارتقای حرارتی محسوب میشوند. ولی تفاوت چشمگیری در ضریب پیچیدگی نلسون[3] آنها وجود دارد. ویسبریکینگ فرایندی است که عمدتاً برای تولید نفت کوره بهکار میرود. در میان همه فرایندهای ارتقا به روش حرارتی تنها ککسازی از ضریب پیچیدگی خوبی برخوردار است. با مقایسه جداول 1 و 2 میتوان دریافت که بهرغم این نکته که ضریب پیچیدگی نلسون فرایند ککسازی تأخیری با فرایندهای کاتالیستی نظیر هیدروکراکینگ و کراکینگ کاتالیستی بستر سیال برابر است، ولی هزینههای ثابت سرمایهگذاری آن کمتر است. همچنین ضریب پیچیدگی نلسون این واحدها در جدول 2 ارائه شده است.
فرایندهای دیگر نظیر استخراج با حلال معمولاً در کنار فرایندهای دیگر نظیر هیدروکراکینگ و یا کراکینگ کاتالیستی بستر سیال بهکار میروند و بهندرت بهتنهایی مورد استفاده قرار میگیرند. درصورتیکه از باقیمانده تقطیر در خلأ بهعنوان خوراک فرایند کراکینگ کاتالیستی بستر سیال استفاده شود میبایست پیش از آن واحد تصفیه هیدروژنی قرار گیرد؛ چراکه کاتالیست آن نسبت به فلزات سنگین نظیر نیکل و وانادیم شدیداً حساس است (میزان فلزات سنگین در تهماندهای پالایشگاهی خصوصاً تهماند خلأ بسیار بالاست).
ظرفیت اسمی فرایندهای مختلف ارتقای تهماندههای سنگین پالایشگاهی ایران در نمودار 8 ارائه شده است. همانگونه که در نمودار مشاهده میشود بیشترین ظرفیت مربوط به فرایند ویسبریکینگ یا شکست گرانروی است که درواقع فرایند تولید نفت کوره است. همه پالایشگاههای نفت خام ایران بهغیراز دو پالایشگاه لاوان و کرمانشاه دارای واحد شکست گرانروی هستند. پس از فرایند ویسبریکینگ، فرایندهای RFCC وResid HDS بهترتیب با ظرفیت 95 هزار و 69 هزار بشکه در روز قرار دارند که هر دوی این فرایندها مربوط به پالایشگاه اراک است. ظرفیت فرایند استخراج با حلال 4550 بشکه در روز است که مربوط به پالایشگاه تهران است. ظرفیت سایر فرایندها صفر است.
جدول 1. هزینههای ثابت سرمایهگذاری فرایندهای ارتقای تهماندهای پالایشگاهی برای ظرفیت 20 هزار بشکه در روز (ساحل خلیج مکزیک آمریکا، می 2017 - براساس تخمین مؤسسه IHS و Oil & Gas Journal)]5[
نام واحد |
هزینههای ثابت سرمایه گذاری (میلیون دلار آمریکا) |
استخراج با حلال |
50 |
ویسبریکینگ |
75 |
کراکینگ کاتالیستی نفت گاز سنگین (FCC) |
140 |
ککسازی تأخیری |
170 |
کراکینگ کاتالیستی تهماندها (RFCC) |
220 |
تصفیه هیدروژنی |
250 |
هیدروکراکینگ |
385 |
جدول 2. ضریب پیچیدگی نلسون فرایندهای ارتقای تهماندهای پالایشگاهی]5[
نام واحد |
ضریب پیچیدگی |
استخراج با حلال |
1.5 |
تصفیه هیدروژنی |
2.5 |
ویسبریکینگ، کراکینگ حرارتی |
2.75 |
ککسازی تأخیری |
6 |
کراکینگ کاتالیستی تهماندها |
6 |
هیدروکراکینگ |
6 |
طبق برآورد وزارت نفت برای ارتقای نفت کوره پالایشگاهها با استفاده از فرایندهای فوقالذکر به حدود 10 میلیارد دلار سرمایهگذاری نیاز است. با اجرای کامل این طرحها، میزان تولید نفت کوره به کمتر از 10% نفت خام ورودی کاهش مییابد.
نمودار 8. ظرفیت اسمی فرایندهای مختلف ارتقای تهماندههای سنگین پالایشگاهی
در ایران (هزار بشکه در روز)]13[
تولید نفت کوره در جهان براساس نوع پالایشگاه و ظرفیت فرایندهای ارتقا
انواع پالایشگاه در مناطق مختلف جهان را میتوان در چهار دسته کلی طبقهبندی کرد؛
پالایشگاه از نوع Hydroskimming علاوهبر واحدهای تقطیر، مجهز به واحدهای تصفیه هیدروژنی برشهای سبک و میانتقطیر است. پالایشگاه از نوع Medium Conversion مجهز به واحدهای هیدروکراکینگ یا کراکینگ کاتالیستی بستر سیال است. پالایشگاه از نوع Deep Conversion (Coking) مجهز به واحد ککسازی و پالایشگاه از نوع Deep Conversion (Hydrocracking) مجهز به واحد هیدروکراکینگ تهماندههای اتمسفریک و خلأ است. در این بخش دادههای مربوط به سهم انواع مختلف پالایشگاه و میزان تولید نفت کوره در 81 کشور استخراج شد. چهار نوع پالایشگاه Hydroskimming، Medium Conversion، Deep Conversion (Coking) وDeep Conversion (Hydrocracking) بهترتیب در 37، 59، 34 و 8 کشور مورد استفاده قرار گرفته است و سهم آنها از ظرفیت پالایشی کل جهان بهترتیب 7%، 44%، 45% و 4% است. در آمریکا و چین که در سال 2015 یکسوم ظرفیت پالایشی جهان را به خود اختصاص دادهاند، پالایشگاهها عمدتاً از نوع ککسازی هستند. در مقایسه با آمریکا و چین، پالایشگاههای ژاپن، کره جنوبی، اروپا، خاورمیانه و روسیه عمدتاً از نوع کراکر یا Medium Conversion و همچنین از نوع Hydroskimming هستند.
شاخصهای مختلف درخصوص رابطه تولید نفت کوره و ظرفیت نسبی چهار نوع پالایشگاه در جدول 3 ارائه شده است.
جدول 3. رابطه تولید نفت کوره و ظرفیت نسبی چهار نوع پالایشگاه
ردیف |
نوع پالایشگاه |
احتمال همبستگی (R2) |
احتمال رد فرضیه H0[4] |
ضریب همبستگی پیرسون[5] |
1 |
Hydroskimming |
0.194 |
0.99 |
0.44+ (رابطه مستقیم متوسط) |
2 |
Medium Conversion |
0.004 |
- |
بدون رابطه معنادار |
3 |
Deep Conversion (Coking) |
0.084 |
0.99 |
0.289- (رابطه معکوس ضعیف) |
4 |
Deep Conversion (Hydrocracking) |
0.027 |
- |
بدون رابطه معنادار |
مأخذ: نگارنده.
همانگونه که در جدول 3 مشاهده میشود، میزان تولید نفت کوره با ظرفیت پالایشگاههای Hydroskimming رابطه مستقیم و با ظرفیت پالایشگاههای Coking رابطه معکوس دارد. درواقع با افزایش ظرفیت پالایشگاههای Hydroskimming، میزان تولید نفت کوره افزایش مییابد. ضمناً با افزایش ظرفیت پالایشگاههایDeep Conversion (Coking)، میزان تولید نفت کوره کاهش مییابد.
همچنین میزان تولید نفت کوره و ظرفیت فرایندهای ارتقای تهماندههای سنگین پالایشگاهی در مناطق مختلف جهان متفاوت است. بهطورکلی هرچه ظرفیت فرایندهای ارتقا با درجه پیچیدگی بالاتر، بیشتر باشد میزان تولید نفت کوره کمتر خواهد بود.
برای برقراری رابطه کمی بین میزان تولید نفت کوره و ظرفیت فرایندهای مختلف ارتقای تهماندههای سنگین پالایشگاهی، در 6 منطقه ایالات متحده آمریکا، اروپا، چین، هند، خاورمیانه و CIS درصد تولید نفت کوره نسبت به ظرفیت نسبی چهار فرایند ویسبریکینگ، ککسازی تأخیری، تصفیه هیدروژنی ـ هیدروکراکینگ و RFCC ـ هر فرایند بهطور مجزا ـ ترسیم و رگرسیون خطی همراه با آنالیز ANOVA استخراج و ضریب همبستگی پیرسون محاسبه شده است. دادههای منطقه شمال آفریقا بهدلیل نداشتن ظرفیت قابلتوجه تقطیر در خلأ در نظر گرفته نشده است. ضمناً دو فرایند تصفیه هیدروژنی تهماندهها و هیدروکراکینگ تهماندهها با هم در نظر گرفته شدهاند.
درنهایت شاخصهای مختلف درخصوص سه فرایند ککسازی تأخیری، RHDS+RHC و RFCC در جدول 4 ارائه شده است. همانگونه که در این جدول مشاهده میشود بهترین شاخصها ازجمله کمترین هزینه ثابت احداث واحد، بالاترین ظرفیت در سطح دنیا، بزرگترین ضریب همبستگی پیرسون، بیشترین احتمال همبستگی و بالاترین احتمال رد فرضیه H0 به فرایند ککسازی تأخیری تعلق دارد و فرایند RFCC بعد از آن قرار میگیرد.
جدول 4. مقایسه رابطه میزان تولید نفت کوره و چهار فرایند
ویسبریکینگ، ککسازی تأخیری، RFCC و RHDS+RHC
ردیف |
نام فرایند |
هزینه ثابت (واحد 20 هزار بشکه در روز) MM$ |
احتمال همبستگی (R2) |
احتمال رد فرضیه H0 |
ضریب همبستگی پیرسون |
ظرفیت جهانی (1000 بشکه در روز) در سال 2020 |
1 |
ویسبریکینگ |
75 |
0.448 |
0.95 |
0.669 |
3693 |
2 |
ککسازی تأخیری |
170 |
0.593 |
0.999 |
0.77- |
7982 |
3 |
RFCC |
220 |
0.325 |
0.950 |
0.57- (رابطه متوسط) |
4887 |
4 |
RHDS+RHC |
320 |
0.127 |
- |
بدون رابطه در سطح معنادار |
3331 |
همانگونه که در جدول 4 ملاحظه میشود، با افزایش ظرفیت واحدهای شکست گرانروی میزان تولید نفت کوره نیز افزایش مییابد. این در حالی است که بیشترین ظرفیت ارتقا در ایران مربوط به فرایند ویسبریکینگ است. همچنین با افزایش ظرفیت واحدهای ککسازی، میزان تولید نفت کوره کاهش مییابد. ازطرفی در حال حاضر ظرفیت واحدهای ککسازی تأخیری در ایران صفر است.
تولید نفت کوره در جهان براساس سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها
سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها از عوامل بسیار مهم و تأثیرگذار بر کمیت و کیفیت فراوردههای تولیدی آنهاست. بهطورکلی هرچه درجه API نفت خام کمتر باشد میزان تولید باقیمانده اتمسفریک آن بیشتر است و با افزایش درجه API، میزان تولید فراوردههای سبکتر افزایش مییابد. بهره فراوردههای مختلف مربوط به انواع نفت خام براساس درجه API نفت در نمودار 9 ارائه شده است. علاوهبر درجه API، ماهیت نفت خام اعم از پارافینیک، نفتنیک و یا آروماتیک نیز بر کیفیت و کمیت محصولات مؤثر است. همچنین براساس طبقهبندی شرکت ENI، انواع مختلف نفت خام را میتوان در سه دسته کلی تقسیمبندی کرد: 1. نفت سبک، 2. نفت متوسط و 3. نفت سنگین.
نمودار 9. بهره فراوردههای مختلف مربوط به انواع نفت خام براساس درجه API نفت ]9[
شاخصهای مختلف درخصوص رابطه تولید نفت کوره نسبت به سهم چهار نوع نفت خام سبک، متوسط، سنگین و نفت اسیدی از سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها در جدول 5 ارائه شده است. همانگونه که در این جدول مشاهده میشود، نفت متوسط رابطه مستقیم با تولید نفت کوره دارد.
جدول 5. رابطه تولید نفت کوره نسبت به سهم چهار نوع نفت خام سبک، متوسط، سنگین و سنگین اسیدی از سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها
ردیف |
نوع نفت خام مصرفی |
احتمال همبستگی (R2) |
احتمال رد فرضیه H0 |
ضریب همبستگی پیرسون |
1 |
نفت سبک |
0.612 |
0.99 |
0.786- (رابطه معکوس قوی) |
2 |
نفت متوسط |
0.887 |
0.99 |
0.942+ (رابطه مستقیم بسیار قوی) |
3 |
نفت سنگین |
0.139 |
0.99 |
0.373- (رابطه معکوس ضعیف) |
4 |
نفت سنگین اسیدی |
0.542 |
0.99 |
0.736- (رابطه معکوس قوی) |
مأخذ: نگارنده.
همچنین رابطه معکوس قوی بین سهم نفت سبک و میزان تولید نفت کوره وجود دارد؛ بهنحویکه با افزایش سهم نفت سبک از سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها میزان تولید نفت کوره کاهش مییابد. این در حالی است که سهم نفت سبک از سبد نفت خام مصرفی پالایشگاههای نفت خام ایران صرفاً 6.88% است. ازطرفی رابطه مستقیم بسیار قوی بین سهم نفت متوسط و میزان تولید نفت کوره وجود دارد؛ بدین نحو که با افزایش سهم نفت متوسط از سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها میزان تولید نفت کوره نیز افزایش مییابد. در ایران 92.9% از سبد نفت خام مصرفی پالایشگاههای نفت را نفت متوسط تشکیل میدهد. ازسویدیگر بین نفت سنگین و تولید نفت کوره رابطه معکوس وجود دارد؛ این بدان علت است که در دنیا از دیرباز پالایشگاههایی که نفت سنگین را فراورش میکنند، مجهز به واحد ککسازی تأخیری هستند که میزان تولید نفت کوره آن صفر است (پالایشگاهها از نوع Deep Conversion-Coker).
علت اینکه بخش عمده سبد نفت خام مصرفی پالایشگاههای ایران را نفت متوسط تشکیل میدهد بالا بودن میزان تولید نفت متوسط در کشور است. عمده ذخایر نفت خام ایران از نوع نفت متوسط هستند و طبیعی است که بخش عمده سبد نفت خام مصرفی آن از نوع متوسط باشد (نمودار 10).
نمودار 10. تولید انواع نفت خام در ایران]6[
سبد نفت خام مصرفی در پالایشگاههای نفت خام ایران در نمودار 11 ارائه شده است.
نمودار 11. سبد نفت خام مصرفی در پالایشگاههای ایران (1398)]12[
همانگونه که در نمودار 11 مشاهده میشود، میانگین سبد نفت خام مصرفی در پالایشگاههای ایران در سال 1398 مشتمل بر 6.88% نفت سبک، 92.9% نفت متوسط و 0.22% حجمی نفت سنگین است. سهم نفت سبک در سبد نفت خام مصرفی چهار پالایشگاه تهران، اصفهان، تبریز و اراک صفر یا نزدیک به صفر است. بیشترین سهم نفت سبک بهترتیب به پالایشگاههای کرمانشاه، لاوان، آبادان و شیراز تعلق دارد. سهم نفت سبک از خوراک پالایشگاه بندرعباس کمتر از 6% است. نفت سنگین صرفاً در پالایشگاه بندرعباس و آن هم به میزان جزئی (حدوداً 1.26%) مصرف میشود. عمده نفت خام مصرفی در پالایشگاههای ایران از نوع نفت متوسط است. این الگو تا حد زیادی منطبق بر الگوی خوراک مصرفی پالایشگاههای خاورمیانه و همچنین کشورهای مستقل مشترکالمنافع است. پالایشگاههای کشورهای اروپایی بهرغم اینکه همچون پالایشگاههای ایران از نوع کراکر هستند اما میزان تولید نفت کوره آنها نصف پالایشگاههای ایران است (حدوداً 12%)؛ زیرا 50% سبد نفت خام مصرفی آنها از نوع نفت خام سبک است، این در حالی است که کمتر از 7% سبد نفت خام مصرفی پالایشگاههای ایران از نوع نفت خام سبک است.
راهکارهای کاهش تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام ایران
در بخش قبلی علل بالا بودن میزان تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام ایران از دو منظر ظرفیت فرایندهای ارتقا و همچنین سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها بررسی شد. درواقع بخشی از علل بالا بودن میزان تولید نفت کوره در پالایشگاههای ایران ریشه در تکنولوژیهای ارتقای آنها و بخشی نیز ریشه در طبیعت نفت خام ایران دارد. در این بخش راهکارهای کاهش تولید نفت کوره از دو منظر تغییر سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها (راهکارهای 1 و 2) که سریعالاجراست و همچنین از منظر فناوریهای ارتقای (راهکارهای 3 و 4) که بلندمدت است، ارائه خواهد شد.
مهمترین راهکار سیاستی سریعالاجرا در راستای کاهش تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام کشور، مدیریت سبد نفت خام مصرفی پالایشگاههاست. با سبک کردن سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها میتوان میزان تولید نفت کوره را کاهش داد. در حال حاضر در ایران بهطور متوسط 730 هزار بشکه در روز میعانات گازی تولید میشود که میتوان از آنها بهعنوان خوراک برای اختلاط با نفت خام مصرفی در پالایشگاهها استفاده کرد. از 730 هزار بشکه، بهطور متوسط روزانه 150 هزار بشکه میعانات گازی مازاد در اختیار کشور است که با مدیریت و تخصیص آن به پالایشگاهها میتوان میزان تولید نفت کوره را کاهش داد. پالایشگاههای شیراز و لاوان نمونههای موفق این راهکار سیاستی هستند.
در حال حاضر در دو پالایشگاه شیراز و بندرعباس میعانات گازی با نفت خام مخلوط میشود. در پالایشگاه لاوان یک واحد تقطیر مجزا برای میعانات گازی ساخته و راهاندازی شده است. سهم میعانات گازی از سبد خوراک مصرفی پالایشگاههای نفت خام در نمودار 12 ارائه شده است.
نمودار 12. سهم میعانات گازی از سبد خوراک پالایشگاههای نفت خام ایران (1398) ]12[
همانگونه که در نمودار 12 مشاهده میشود میعانات گازی بهطور میانگین 2.42% از سبد خوراک مصرفی را در پالایشگاههای نفت خام ایران شامل میشود. بیشترین سهم از خوراک مربوط به پالایشگاه لاوان با 39.06% است که البته با نفت خام مخلوط نمیشود و جداگانه تفکیک میشود. بعد از آن پالایشگاه شیراز با 13.19% است که پس از اختلاط با نفت خام در برج تقطیر، تفکیک میشود. پالایشگاه بندرعباس هم با 4.57% در رتبه بعدی قرار دارد.
ملاحظات فنی در استفاده از میعانات گازی حائز اهمیت است. ازجمله مهمترین این ملاحظات، میزان ترکیبات مرکاپتانی در میعانات است که ترجیحاً نباید ازppm 100 تجاوز کند. میعانات گازی با میزان مرکاپتان پایین به میزان کم در کشور تولید میشود. برای نمونه میزان مرکاپتان در میعانات مارون خامیppm 21 است. همچنین میزان ترکیبات مرکاپتانی در میعانات کنگان (سیراف)ppm 144 است اما میزان تولید آن صرفاً 6430 بشکه در روز است. بخش عمده میعانات گازی تولیدی در کشور از میدان پارس جنوبی است. اما میزان مرکاپتان در میعانات گازی پارس جنوبی حداقل ppm1700 است که یا صرفاً امکان اضافه کردن مقادیر کم از آن به خوراک نفت خام پالایشگاهها وجود دارد یا اینکه میبایست قبل از اختلاط با نفت خام پالایشگاهها، مرکاپتانزدایی شود. در حال حاضر واحد 80 هزار بشکهای مرکاپتانزدایی (DMC) از میعانات گازی در پالایشگاه گازی فاز 2 و 3 پارس جنوبی راهاندازی شده است؛ بنابراین امکان اختلاط آن با خوراک نفت خام پالایشگاهها باید فراهم شود. اجرای این راهکار نیازمند هماهنگی بین معاونت برنامهریزی وزارت نفت، شرکت ملی پالایش و پخش فراوردههای نفتی، شرکت ملی نفت و شرکت ملی گاز است که همگی ذیل وزارت نفت میباشند. این در حالی است که ردیف دوم از بند «ق» تبصره «یک» قانون بودجه سال 1401 کل کشور نیز با مضمون «افزایش درصد میعانات گازی در خوراک پالایشگاههای نفتی کشور تا حد مجاز» انجام این امر مهم را از وزارت نفت خواستار است.
همچنین مزایای اقتصادی اجرای این راهکار در صورت اختلاط 15% میعانات گازی با نفت خام در جدول 6 ارائه شده است (اختلاط تا سقف 15% با هدف به حداقل رساندن عملیات Revamp در پالایشگاههاست).
جدول 6. ارزیابی فنی - اقتصادی اختلاط میعانات گازی با خوراک نفت خام پالایشگاه[6]
نام خوراک/محصول |
قیمت (دلار در هر بشکه) |
بهره محصولات بدون استفاده از میعانات گازی (%) |
بهره محصولات در حالت اختلاط 15% میعانات گازی و 85% نفت خام (%) |
تفاوت: افزایش یا کاهش محصولات (واحد درصد) |
نفت خام |
100 |
100 |
85 |
15- |
میعانات گازی |
98.07 |
0 |
15 |
15+ |
گاز مایع |
86 |
3.82 |
3.85 |
0.03+ |
بنزین |
117.7 |
19.04 |
26.72 |
7.68+ |
نفت سفید |
121.71 |
6.17 |
5.47 |
0.7- |
گازوئیل |
131.91 |
39.14 |
36.86 |
2.28- |
نفت کوره[7] |
92.27 |
31.83 |
27.1 |
4.73- |
سود ناخالص (دلار در هر بشکه) |
14.2 |
15.36 |
1.16+ |
مأخذ: نگارنده.
همانگونه که در جدول 6 مشاهده میشود در صورت اختلاط 15% میعانات گازی با خوراک نفت خام پالایشگاهها، سهم نفت کوره 4.73% کاهش و سهم بنزین افزایش مییابد و همچنین سود ناخالص پالایشگاه بهازای هر بشکه 1.16 دلار در هر بشکه افزایش مییابد. ضمن آنکه بنا به اظهارات مسئولان وزارت نفت با توجه به روند فزاینده تقاضا برای بنزین، در سال 1401 عرضه و تقاضای بنزین برابر خواهد شد و لذا با توجه به روند طولانی احداث پالایشگاههای جدید (حداقل پنج سال)، از سال 1402 میبایست بنزین وارد کرد. این در حالی است که براساس جدول 6، در صورت اختلاط 15% میعانات گازی با سبد نفت خام پالایشگاهها، میزان بنزین تولیدی 7.68% افزایش مییابد که در صورت تخصیص تمامی 150 هزار بشکه میعانات گازی مازاد به پالایشگاههای نفت، روزانه 12 میلیون لیتر به تولید بنزین کشور افزوده میشود.
سواپ نفت خام سبک از کشورهای حوزه CIS که مقادیر قابلتوجهی نفت سبک تولید میکنند نیز میتواند از گزینههای پیش رو در راستای سبکسازی خوراک مصرفی پالایشگاههای نفت خام باشد. برخلاف نفت خام ایران که عمدتاً از نوع متوسط (Medium) است، نفت خام کشورهای آسیای میانه عمدتاً از نوع سبک (Light) است. نفت خام کشورهای آسیای میانه بهدلیل کیفیت طبیعی آن نسبت به نفت خام ایران، گازوئیل و بنزین بیشتر و نفت کوره کمتری تولید میکند. در حال حاضر 100% نفت خام تولیدی قزاقستان، 96% نفت خام تولیدی جمهوری آذربایجان و 45% نفت خام تولیدی ترکمنستان از نوع سبک است. روسیه نیز روزانه 280 هزار بشکه در روز نفت سبک تولید میکند. ضمن آنکه بخش زیادی از نفت خام جمهوری آذربایجان را برش گازوئیل تشکیل میدهد که از آن میتوان برای تأمین گازوئیل مورد نیاز نیروگاهها در ماههای سرد سال استفاده کرد. نمودار 1۳ انواع مختلف نفت خام تولیدی در کشورهای CIS را نشان میدهد.
نمودار 1۳. انواع نفت خام تولیدی در کشورهای حوزه CIS براساس درجه API و محتوای گوگرد ]6[
براساس نمودار 1۳ نفت خام Azeri Light جمهوری آذربایجان و مخلوط CPC متعلق به کشورهای قزاقستان و روسیه در زمره نفتهای سبک هستند که در حجم بسیاری تولید میشوند. نفت Cheleken ترکمنستان نیز در زمره نفتهای سبک است که به میزان کمی تولید میشود.
ازسویدیگر زیرساختهای انتقال نفت خام آسیای میانه از بندر نکا به داخل کشور فراهم است. خط لوله 32 اینچ نکا-ری که با هزینه 2889.5 میلیارد ریال در دهه هشتاد شمسی به بهرهبرداری رسید، امکان انتقال نفت خام آسیای میانه را با ظرفیت 500 هزار بشکه در روز از نکا به ری و نهایتاً ارسال و تصفیه آن در دو پالایشگاه تهران و تبریز فراهم کرده است. معادل آن، نفت خام ایران از خارک یا جاسک به مقاصد صادراتی نفت خام کشورهای CIS صادر میشود. این خط لوله بهرغم هزینههای زیاد احداث، در حال حاضر بلااستفاده است. نفت خامهای پیشنهادی برای سواپ، شامل نفت مخلوط CPC که به کشورهای روسیه و قزاقستان تعلق دارد و همچنین نفت Azeri Light جمهوری آذربایجان است. اجرای این راهکار نیازمند هماهنگی بین معاونت امور بینالملل و بازرگانی وزارت نفت، شرکت ملی نفت و شرکت ملی پالایش و پخش فراوردههای نفتی است که همگی ذیل وزارت نفت است.
همچنین مزایای اقتصادی اجرای طرح سواپ نفت خام CPC (متعلق به کشورهای روسیه و قزاقستان) و تصفیه آن در پالایشگاههای کشور در جدول 7 ارائه شده است.
همانگونه که در جدول 7 مشاهده میشود در صورت سواپ نفت خام CPC و تصفیه آن در پالایشگاههای کشور، میزان تولید نفت کوره 19.35% کاهش مییابد و همچنین سود ناخالص پالایشگاه بهازای هر بشکه 12.54 دلار در هر بشکه افزایش مییابد. براساس جدول 7، در صورت سواپ نفت خام CPC و تصفیه آن در پالایشگاههای تهران و تبریز با مجموع ظرفیت 350 هزار بشکه در روز، میزان بنزین تولیدی در این دو پالایشگاه 19.77% افزایش مییابد؛ ازاینرو روزانه 11 میلیون لیتر به تولید بنزین کشور افزوده میشود.
با تغییر سبد نفت خام مصرفی تغییرات لازم یا Revamp میبایست در واحدهای غیرلیسانس همچون تقطیر در جو، تقطیر در خلأ، کاهش گرانروی، گاز مایع، نمکزداها و بعضاً بازیافت گوگرد انجام شود. ترجیحاً بهتر است از نفت خام یا میعانات با میزان مرکاپتان بالا استفاده نشود؛ چراکه در این صورت باید واحدهای جدید تصفیه گاز مایع و نفتای سبک بهمنظور حذف مرکاپتان از آنها احداث شود. ضمن آنکه مسائل مربوط به خوردگی مرکاپتانها نیز حائز اهمیت است.
با اختلاط نفت سبک یا میعانات با خوراک نفت خام متوسط پالایشگاهها، میزان تولید محصولات سبک نظیر LPG و نفتا افزایش یافته و میزان تولید محصولات سنگین نظیر نفت کوره کاهش مییابد. بخشی از این محصولات سبک قابلیت جذب در واحدهای پاییندستی نظیر تصفیه هیدروژنی، رفرمینگ کاتالیستی و ایزومریزاسیون را برای افزایش کیفیت و اکتانافزایی خواهد داشت؛ اما ممکن است بهدلیل محدودیت ظرفیت، مابقی بهصورت نفتا ذخیره و فروخته شود. در نسبتهای یکسان از اختلاط خوراک جدید سبک - اعم از نفت سبک CIS یا میعانات مرکاپتانزدایی شده داخلی - با خوراک متداول پالایشگاهها، در صورت استفاده از میعانات گازی میزان تولید محصولات سبک در مقایسه با نفت سبک CIS، بیشتر خواهد بود.
درخصوص نفت خام سبک کشورهای CIS علاوهبر میزان مرکاپتان میبایست نقطه ریزش آن حتماً مورد توجه قرار گیرد. نقطه ریزش[8] بالا امکان انتقال نفت خام را در فصول سرد دچار مشکل میکند؛ چراکه به ماسیدن نفت در خط لوله منجر میشود.
جدول 7. ارزیابی فنی - اقتصادی سواپ نفت خام CPC و تصفیه آن در پالایشگاههای کشور[9]
نام خوراک/ محصول |
قیمت (دلار در هر بشکه) |
بهره محصولات با نفت خام ایران (%) |
بهره محصولات با نفت خام CPC (%) |
تفاوت: افزایش یا کاهش محصولات (واحد درصد) |
نفت خام ایران |
100 |
100 |
0 |
100- |
نفت خام CPC |
91.85 |
0 |
100 |
100+ |
گاز مایع |
86 |
3.82 |
3.78 |
0.04- |
بنزین |
117.7 |
19.04 |
38.81 |
19.77+ |
نفت سفید |
121.71 |
6.17 |
10.99 |
4.82+ |
گازوئیل |
131.91 |
39.14 |
33.94 |
5.2- |
نفت کوره[10] |
92.27 |
31.83 |
12.48 |
19.35- |
سود ناخالص (دلار در هر بشکه) |
14.2 |
26.74 |
12.54+ |
مأخذ: نگارنده.
گفتنی است راهبرد سبکسازی سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها سالهاست که کشورهای اروپایی دنبال میکنند و به همین علت است که بهرغم اینکه پالایشگاههای اروپا همچون پالایشگاههای ایران از نوع کراکر است، اما میزان تولید نفت کوره آنها حدوداً 50% کمتر از میزان تولید نفت کوره در پالایشگاههای ایران است. اروپا از نفت دریای شمال، نفت شیل آمریکا، نفت شمال آفریقا و نفت دریای خزر برای سبکسازی سبد نفت خام پالایشگاههای خود استفاده میکند. میزان واردات نفت خام سبک پالایشگاههای اروپا صرفاً از کشورهای پیرامون دریای خزر نظیر جمهوری آذربایجان و قزاقستان بالغ بر 1.5 میلیون بشکه در روز است. در حال حاضر با توجه به بحران اوکراین، صادرات نفت خام روسیه و همچنین نفت CPC (روسیه – قزاقستان) به اروپا دچار مشکل شده است؛ بنابراین فرصت مناسبی برای سواپ نفت CPC را ایران به بازارهای جدید نظیر هند فراهم میکند که به تقویت دیپلماسی انرژی کشور نیز کمک خواهد کرد.
درمجموع اجرای طرح سبکسازی سبد نفت خام پالایشگاهها میتواند 23 میلیون لیتر تولید بنزین کشور را افزایش دهد که معادل بنزین تولیدی یک پالایشگاه 580 هزار بشکهای نفت خام است (با فرض بهره بنزین معادل 25%) که برای احداث آن به 11.5 میلیارد دلار سرمایهگذاری نیاز است.
اگر راهکارهای بلندمدت وزارت نفت را مدنظر قرار دهیم، از فرایندهای مختلفی که میتوان برای ارتقای تهماندههای سنگین پالایشگاهی و کاهش تولید نفت کوره استفاده کرد، گرانترین فرایند، تکنولوژی هیدروکراکینگ تهماندههاست که عمدتاً برای تولید دیزل سبک و سنگین بهکار میرود. برای احداث یک واحد هیدروکراکینگ تهماندهها با ظرفیت 20 هزار بشکه در روز به 385 میلیون دلار سرمایهگذاری نیاز است. نظر به اینکه میزان فلزات سنگین در تهماندههای پالایشگاههای ایران زیاد است، لذا از تکنولوژی RFCC بهتنهایی نمیتوان استفاده کرد. بنابراین احداث و استفاده همزمان از دو فرایند تصفیه هیدروژنی تهماندهها (گوگردزدایی) و RFCC میتواند گزینه دیگری باشد. واحد گوگردزدایی هماکنون در پالایشگاه اراک موجود است و در پالایشگاه اصفهان نیز در حال احداث است و در پالایشگاه تهران نیز مصوب شده؛ اما پیشرفت فیزیکی آنها ناچیز است. براساس ردیف اول از بند «ق» تبصره «1» قانون بودجه سال 1401 کل کشور وزارت نفت مجاز است با سرمایهگذاری بخش غیردولتی نسبت به احداث واحدهای گوگردزدایی در پالایشگاههای نفتی بهمنظور کاهش درصد گوگرد نفت کوره اقدام کند. اجرای این ردیف از بند «ق» نقش مهمی در تأمین نفت کوره تصفیه شده با گوگرد کمتر از 0.5% مورد نیاز نیروگاههای برق در ماههای سرد سال دارد که باید با جدیت پیگیری شود و مازاد آن نیز میتواند به صادرات و بانکرینگ کشتیها تخصیص یابد. البته در پالایشگاههای مذکور و در بلندمدت میبایست واحدهای RFCC[11] برای تبدیل نفت کوره تصفیه شده به بنزین و پروپیلن احداث شود؛ ضمن آنکه طرحهای اولیه ارتقا در این پالایشگاهها علاوهبر احداث واحدهای گوگردزدایی، شامل احداث واحدهای RFCC نیز بوده است.
همچنین میتوان بهجای احداث واحد تصفیه هیدروژنی، از فرایند استخراج با حلال استفاده کرد و با ترکیب دو فرایند استخراج با حلال (SDA) و FCC/RFCC که هزینه احداث آنها کمتر بوده (جدول 1) و تأمینکنندگان فناوری آن بیشتر و متنوعتر هستند و پیچیدگی آنها نیز بهمراتب کمتر است، علاوهبر تولید بنزین، بخشی از نیاز کشور به پروپیلن را نیز برطرف کرد.
همچنین درخصوص طرح در دست احداث پالایشگاه 300 هزار بشکهای شهید سلیمانی، دو سناریو برای ارتقای نفت کوره آن در نظر گرفته شده است؛ سناریوی اول مبتنیبر واحد هیدروکراکینگ تهماندهها (VCC) و سناریوی دوم مبتنیبر ککسازی تأخیری است. سناریوی هیدروکراکینگ تهماندهها (VCC) صرفاً 3.5% تهمانده سنگین تولید میکند؛ اما سناریوی ککسازی حداقل 20% کک سوختی تولید میکند که قیمت پایینی داشته و داخل کشور هم تقاضایی ندارد. لذا سناریوی اول مبتنیبر فرایند هیدروکراکینگ تهماندهها در اولویت است.
در مورد تأمین مالی پروژههای ارتقای نفت کوره، براساس ماده (59) قانون اصلاح الگوی مصرف انرژی مصوب سال 1389 دولت مکلف شده است با استفاده از منابع حاصل از صادرات نفت کوره مازاد بر مصرف داخلی و سایر راههای تأمین منابع مالی مانند فاینانس، مشارکت بخش خصوصی یا استفاده از منابع عمومی در راستای کاهش تولید این ماده اقدام کند. بر همین اساس پیشنهاد میشود سهمی از صادرات نفت کوره در قوانین بودجه سنواتی به پروژههای ارتقای پالایشگاههای دولتی و نیز ارتقای تکنولوژی و تکمیل زنجیره پالایش نفت خام کشور اختصاص یابد. البته شایان ذکر است در حال حاضر منابع هدفمندی از محل صادرات نفتکوره یا در بخش شرکتها برای هزینه انتقال، توزیع و فروش فراوردههای نفتی صرف میشود (که البته کفاف هزینه شرکتها را نمیدهد) یا در بخش سایر پرداختها برای تأمین یارانهها صرف میشود؛ لذا باید در راستای اجرای ماده (59) قانون اصلاح الگوی مصرف انرژی و حفظ تراز بودجه تدبیری اندیشیده شود. همچنین پیشنهاد میشود تخفیف خوراک واحدهای پالایشی منوط به تخصیص بخشی از سود سالیانه خود به پروژههای ارتقا و کیفیسازی با اولویت کاهش نفت کوره شود. این حکم در قوانین بودجه سنواتی پیشین مطرح شده و مورد اخیر آن در بند «ر» تبصره «1» قانون بودجه سال 1402 آمده است که نیاز است این سازوکار از طریق سایر قوانین مربوط نظیر قانون برنامه توسعه هفتم دائمی شود. همچنین همانطور که قبلاً نیز گفته شد، براساس بند «ق» از تبصره «1» قانون بودجه سال 1401 کل کشور، وزارت نفت مجاز بوده است با سرمایهگذاری بخش غیردولتی نسبت به موارد ذیل اقدام کند:
طبق ماده (59) قانون اصلاح الگوی مصرف انرژی مصوب 1389، دولت مکلف شد با کاهش حداقل ۲ درصد نفت کوره، ظرف 15 سال میزان تولید نفت کوره را به حداکثر 10% نفت خام تحویلی به پالایشگاهها کاهش دهد. ضمناً در جزء «2» بند «الف» ماده (44) برنامه ششم توسعه، دولت مکلف شده است تسهیلات لازم برای ایجاد ظرفیت پالایش مقدار دو میلیون و هفتصد هزار بشکه در روز نفت خام و میعانات گازی با ضریب پیچیدگی بالا توسط بخش غیردولتی را بهنحوی برنامهریزی و اجرا کند تا ترکیب تولید فراورده آنها اساساً به محصولات سبکتر و میان تقطیر اختصاص یابد و سهم نفت کوره در الگوی پالایش از ۱۰ درصد بیشتر نشود. اما بعد از گذشت 6 تا 12 سال از تصویب این قوانین، میانگین سهم تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام کشور حدود ۲۳% باقی مانده است؛ ضمن آنکه اکثر پالایشگاههای نفت خام کشور برای کاهش تولید نفت کوره، صرفاً میزان تولید وکیوم باتوم و قیر را افزایش دادهاند. درکل میزان تولید کل محصولات تهمانده سنگین شامل نفت کوره، وکیوم باتوم و قیر در هشت سال اخیر صرفاً از 31.14% به 29.12% کاهش یافته است. ازطرفی طبق برآورد وزارت نفت، برای ارتقای کیفی و کاهش تولید نفت کوره در پالایشگاهها نیاز به حدود 10 میلیارد دلار سرمایهگذاری است. در این گزارش علل بالا بودن میزان تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام ایران از دو منظر ظرفیت فناوریهای ارتقا و همچنین سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها بررسی شد. درواقع بخشی از علل بالا بودن میزان تولید نفت کوره در پالایشگاههای ایران ریشه در فناوریهای ارتقا و عدم اجرای پروژههای مرتبط با آنها و بخشی نیز ریشه در طبیعت نفت خام ایران دارد.
مهمترین راهکار سیاستی با قابلیت اجرای سریع در راستای کاهش تولید نفت کوره در پالایشگاههای نفت خام کشور، سبکسازی سبد نفت خام مصرفی پالایشگاههاست. با سبک کردن سبد نفت خام مصرفی پالایشگاهها به کمک میعانات گازی میتوان میزان تولید نفت کوره را کاهش داد. پالایشگاههای شیراز و لاوان نمونههای موفق این راهکار سیاستی هستند. سواپ نفت خام سبک از کشورهای حوزه CIS که مقادیر قابلتوجهی نفت سبک تولید میکنند نیز میتواند از گزینههای پیش رو در راستای سبکسازی خوراک مصرفی پالایشگاههای نفت خام باشد. نفت خام کشورهای آسیای میانه بهدلیل کیفیت طبیعی آن نسبت به نفت خام ایران، گازوئیل و بنزین بیشتر و نفت کوره کمتری تولید میکند.
در مورد تأمین مالی بهعنوان مهمترین چالش و مسئله پروژههای ارتقای پالایشگاهی و بهبود کیفیت نفتکوره، براساس ماده (59) قانون اصلاح الگوی مصرف انرژی مصوب سال 1389 دولت مکلف شده است با استفاده از منابع حاصل از صادرات نفت کوره مازاد بر مصرف داخلی و سایر راههای تأمین منابع مالی مانند فاینانس، مشارکت بخش خصوصی یا استفاده از منابع عمومی در راستای کاهش تولید این ماده اقدام کند. بر همین اساس پیشنهاد میشود سهمی از صادرات نفت کوره در قوانین بودجه سنواتی به پروژههای ارتقای پالایشگاههای دولتی و نیز ارتقای تکنولوژی و تکمیل زنجیره پالایش نفت خام کشور اختصاص یابد. البته شایان ذکر است در حال حاضر منابع هدفمندی از محل صادرات نفتکوره یا در بخش شرکتها برای هزینه انتقال، توزیع و فروش فراوردههای نفتی صرف میشود (که البته کفاف هزینه شرکتها را نمیدهد) یا در بخش سایر پرداختها برای تأمین یارانهها صرف میشود؛ لذا باید در راستای اجرای ماده (59) قانون اصلاح الگوی مصرف انرژی و حفظ تراز بودجه تدبیری اندیشیده شود. همچنین پیشنهاد میشود تخفیف خوراک واحدهای پالایشی منوط به تخصیص بخشی از سود سالیانه خود به پروژههای ارتقا و کیفیسازی با اولویت کاهش نفت کوره شود. این حکم در قوانین بودجه سنواتی پیشین مطرح شده و مورد اخیر آن در بند «ر» تبصره «1» قانون بودجه سال 1402 آمده است که نیاز است این سازوکار از طریق سایر قوانین مربوط نظیر قانون برنامه هفتم توسعه تثبیت شود.