نفت / شناسه خبر: 39797 / تاریخ انتشار : 1399/9/30 07:47
|

جوابیه پالایشگاه تبریز در خصوص رد ضررهای پنهان این پالایشگاه/ پاسخ مستند نفتی‌ها به این توضیحات!

هر چند که نقد بسیاری به این توضیحات که سعی شده با بهره گیری از کلمات فنی به نوعی موارد قید شده در گزارش مذکور را نفی نماید، وارد است. که براین اساس در جهت تاکید مجدد ...

نفتی ها /چندی پیش پایگاه تحلیلی – خبری "نفتی‌ها" گزارشی تحت عنوان " ماجرای ضررهای پنهان پالایشگاه تبریز چیست؟! پرده برداری از احداث یک واحد با تجهیزات فرسوده!" را منتشر کرد که روابط عمومی این پالایشگاه در واکنش به این گزارش، توضیحاتی را به دفتر این پایگاه خبری ارسال نموده؛ هر چند که نقد بسیاری به این توضیحات که سعی شده با بهره گیری از کلمات فنی به نوعی موارد قید شده در گزارش مذکور را نفی نماید، وارد است. که براین اساس در جهت تاکید مجدد بر ضررهای مورد اشاره در گزارش اولیه "نفتی‌ها" توضیحات مستندی از سوی این پایگاه خبری دراین مطلب ارائه خواهد شد تا هر چه بیشتر بر اتفاق‌های غیرکارشناسانه به وقوع پیوسته دراین مجموعه تاکید شود و درعین حال از روابط عمومی پالایشگاه تبریز خواستار پاسخ مجددی در خصوص ابهاماتی باشیم که سعی شده با بهره گیری از واژه های تخصصی به نوعی در هاله ای از ابهام باقی بمانند.
متن کامل جوابیه روابط عمومی این پالایشگاه بدون هیچگونه دخل و تصرفی به شرح ذیل می‌باشد.
لازم به توضیح است  در انتهای این جوابیه، توضیحات کارشناسی و مستند "نفتی‌ها" که دال بر غیر واقعی بودن برخی از موارد ذکر شده در جوابیه ارسالی و درعین حال وارونه مطرح کردن برخی از واقعیت‌هاست منتشر خواهد شد.


جوابیه روابط عمومی پالایشگاه تبریز

مدیریت محترم سایت اینترنتی نفتی‌ها    
با سلام،
احتراماً در پاسخ به مطلب مندرج در آن پایگاه خبری با موضوع " ماجرای ضررهای پنهان پالایشگاه تبریز چیست؟! پرده برداری از احداث یک واحد با تجهیزات فرسوده!" جوابیه ذیل ارسال می گردد، لذا مقتضی است طبق ماده ۲۳ قانون مطبوعات جهت تنویر افکار عمومی جوابیه  خبر در محل مطلب ارسالی آن رسانه درج گردد.
۱-    از بدو تاسیس پالایشگاه تبریز (سال ۱۳۵۶) تا زمان راه اندازی واحد بنزین سازی جدید (سال ۱۳۹۲) هر ساله بالغ بر ۴۴ میلیون لیتر بنزین تولیدی در واحد ویسبریکر به دلیل عدم توانایی و تکنولوژی قدیمی واحد بنزین سازی قدیم در بویلرهای پالایشگاه سوزانده می‌شد و هدر میرفت که با راه اندازی واحد بنزین سازی جدید از سال ۱۳۹۲ تماما به بنزین سوپر تبدیل می‌گردد.
۲-    به علت سطح تکنولوژی پایین واحد بنزین سازی قدیم از هر ۱۰۰ لیتر خوراک ارسالی به این واحد تنها ۷۰ لیتر تبدیل به بنزین می‌شد و در حالیکه در واحد بنزین سازی جدید از هر ۱۰۰ لیتر خوراک ارسالی ۸۵ لیتر بنزین سوپر تولید می‌گردد .
۳-    واحد بنزین سازی قدیم در فواصل زمانی مشخصی جهت احیاء کاتالیست بایستی از مدار تولید خارج میگردید و در این مقطع (حدود یک ماهه) تولید بنزین در پالایشگاه متوقف میگردید در حالیکه واحد جدید بصورت دائم در سرویس میباشد و احیاء کاتالیست آن همزمان با تولید بنزین انجام میگیرد و تولید بنزین در پالایشگاه هرگز متوقف نمیگردد .
۴-    طبق استاندارد یورو۵ حداکثر میزان مجاز بنزن بعنوان یک آلاینده قطعی و سرطانزا بایستی ۱ درصد باشد که در بنزین تولیدی در واحد قدیم بالای ۴ درصد بوده است و به برکت واحد بنزین سازی جدید میزان آن به زیر ۱ درصد کاهش یافته است .
شایان ذکر است شرکت های مختلف جهت کاهش میزان بنزن از  فرآیندهای مختلفی منجمله رقیق سازی استفاده می نمایند، در حالیکه در این شرکت از روش استخراج بنزن بدین منظور استفاده گردیده است .
۵-    خوراک ارسالی به واحدهای بنزین سازی (چه قدیم و چه جدید) نفتای سنگین میباشد و در حالیکه خوراک ارسالی به پتروشیمی، نفتای سبک میباشد و اساسا نفتای سبک قابل ارسال به واحد بنزین سازی (قدیم و یا جدید) نمی باشد .
۶-    خلوص گاز هیدروژن تولیدی در واحد بنزین سازی قدیم ۶۵ درصد بوده است که این میزان در گاز هیدروژن تولیدی واحد بنزین سازی جدید به بالای ۹۵ درصد رسیده است که مستقیما در واحدهای پایین دستی (مانند تصفیه گازوئیل) مصرف می‌گردد ولی گاز هیدروژن تولیدی از واحد بنزین سازی قدیم به دلیل خلوص پایین قابل استفاده مستقیم نبوده است .
۷-    فشار عملیاتی راکتورهای واحد بنزین سازی قدیم بالای ۲۱ بار بوده است در حالیکه فشار عملیاتی راکتورهای واحد بنزین سازی جدید تنها ۵/۳ بار میباشد که ریسک عملیاتی بسیار کمتری را در مقایسه با واحد پرفشار قدیمی دارا می باشد .
۸-    تا قبل از راه اندازی واحد بنزین سازی جدید، پتروشیمی تبریز خوراک بنزن مورد نیاز خود را از طریق تانکر و از پتروشیمی اصفهان و بندر امام تامین میکرد که به برکت راه اندازی واحد بنزین سازی جدید محصول بنزن با خلوص بالای ۹/۹۹ در پالایشگاه تولید و از طریق خط لوله به پتروشیمی ارسال می گردد .
۹-    واحد بنزین سازی قدیم بر اساس یک طرح هوشمندانه و تغییر کاتالیست و برخی تغییرات فرآیندی تغییر کاربری داده شد و جهت سولفورزدایی و ایزومریزاسیون نفتای سبک بصورت کاملا موفق تمامی اهداف پیش بینی شده را محقق نمود و به لطف این تغییر کاربری و البته به دلیل تولید بنزین با کیفیت در واحد بنزین سازی جدید و با اختلاط این دو محصول (ایزومریت تولیدی در واحد قدیم و ریفرمیت تولیدی در واحد جدید) پالایشگاه تبریز موفق به تولید بنزین یورو ۵ شده است. شایان ذکر است در شرایط فعلی کل محصول تولیدی این شرکت با استاندارد یورو ۵ تولید و عرضه می گردد .
۱۰-    واحد بنزین سازی جدید با ظرفیت حداقل ۸۵ درصد ظرفیت طراحی از بدو راه اندازی تاکنون در سرویس بوده است و در مقاطعی از سال با توجه به کیفیت نفت خام ارسالی و افزایش میزان نفتای سنگین با ظرفیت بالاتر نیز تا ۹۵ درصد ظرفیت طراحی در سرویس بوده است .
۱۱-    میزان آروماتیک واقعی واحد بنزین سازی جدید ۶۷-۶۶ درصد میباشد، لیکن علت افزایش متوسط آن تا ۷۴ درصد متأثر از تفکیک BZ.Free Reformate و ارسال آن به واحد ایزومریزاسیون می باشد .
۱۲-    بدلیل مجهز بودن کوره های بنزین سازی جدید به سیستم Heat Recovery، بطور متوسط ۲۵ تن در ساعت بخار فشار بالا(HPS)  تولید می گردد .
۱۳-    عمده تجهیزات مربوط به پروژه بنزین سازی، از شرکت های معتبر اروپایی بویژه آلمان و فرانسه تامین گردیده است، کوره ها ساخت شرکت معتبر کره ای بوده و تنها تجهیزی که توسط شرکت هندی ساخته شده است مربوط به یکی از تجهیزات حیاتی واحد می باشد که از بدو بهره برداری تا کنون جزو تجهیزات با عملکرد بسیار عالی بدون ایراد و مشکلات رایج در بکارگیری از تجهیزات مشابه بوده است.
۱۴-    تمامی تجهیزات در مراحل ساخت توسط کارشناسان شرکت ، کارشناسان شرکت پیمانکاری و شرکت های بازرسی شخص ثالث مورد بازدید قرار گرفته و استفاده از تجهیزات کهنه دروغ محض می باشد.
۱۵-    درخصوص عملکرد و سوددهی شرکت پتروشیمی تبریز ذکر نکات ذیل ضروری به نظر می رسد :
الف) شرکت پالایش نفت تبریز بمنظور کاهش ریسک های مترتب برنوسانات قیمت نفت خام، نوسانات بازا ارز، نوسانات بازار سهام و بمنظور تنوع بخشی پرتفوی خود و افزایش سینرژی دو شرکت پالایش نفت تبریز و پتروشیمی تبریز نسبت به خرید سهام ۶/۴۸ درصدی آن شرکت در سال ۹۲  اقدام نمود و درحال حاظر سهامدار عمده آن شرکت می باشد .
ج) در سال ۹۲ شرکت پالایش نفت تبریز با ۲۰۰۰ میلیارد ریال زیان انباشته نسبت به خرید سهام شرکت پتروشیمی تبریز اقدام نمود، این در حالی بود که در سال های گذشته آن شرکت، نفتای سبک را بمیزان تقریبی ۱۲۰۰ مترمکعب از پالایشگاه تبریز تامین و از مزایای اختلاف ارز دولتی و آزاد نیز نهایت بهره را می برد، لیکن در هنگام فروش آن شرکت ضرر ده بود ولی از سال ۱۳۹۲ تا کنون جزو شرکتهای سود ده بوده و امید است در سال جاری رکورد سود خود را بطور قابل توجهی افزایش بدهد.
پ بین دو شرکت هم از منظر سهامداری و هم از منظر تبادل مواد و یوتیلیتی تعاملات مناسبی وجود دارد.
ه) کاهش میزان نفتای سبک به پتروشیمی تبریز صرفا بدلیل پوشش الزامات استاندارد بنزین یورو ۵ بوده است .
(Olefin<۱۸%    ،     RON≥۹۱       ،     Aromatic <۳۵%     ،    S<۱۰ppm)   
۱۶-    ادعای طرح شکایت در قوه قضائیه با شماره پرونده و شماره پیگیری درج شده، کذب محض بوده و چنین شکایتی در سوابق حقوقی این شرکت وجود ندارد .
شرکت پالایش نفت تبریز برخورد قانونی در مراجع قضایی از تهیه کنندگان و منتشر کنندگان خبر مذکور را بدلیل تشویش اذهان عمومی و نشر اکاذیب برای خود محفوظ می دارد .

پاسخ "نفتی‌ها" به این جوابیه به شرح ذیل می‌باشد.

بسمه تعالی

در مورد جوابیه شرکت پالایش نفت تبریز نکات ذیل قابل تاکید می‌باشد.
۱-    اساسا در ارتباط با سیستم‌های فرایندی مانند  مجتمع‌های پالایش نفت، صنایع گاز، صنایع پتروشیمی و ... چه در مرحله طراحی واحداث واحدهای Grassroots   و چه در مرحله ارتقا و رفع تنگناهای عملیاتی واحدهای موجود بایستی این اصل لایتغیر در نظر گرفته شود که هرگونه تغییر جزئی و عمده در فرایند یک واحد ویا حذف و اضافه نمودن یک واحد فرایندی  تاثیرات عمده ای در واحدهای پائین دستی و عملکرد کلی سیستم خواهد داشت. فلذا قبل از هرگونه تغییر در فرایندها ابتدا بایستی مطالعات پیکربندی  (Configuration Study)  صورت پذیرد. این مطالعات بایستی در چارچوب اصول و مبانی غیر قابل تغییری صورت گیرد که طراح فرایند به هیچوجه  نمی‌تواند در انتخاب سناریوهای مختلف فرآیندی از آنها تخطی نماید. (Design basis)
به اذعان کارشناسان، در مورد انتخاب فرایند مناسب جهت  تبدیل کاتالیستی نفتای مازاد پالایشگاه تبریز بایستی مبانی پیکربندی  بصورت ذیل تعریف می‌گردیدند:
-    امکان کاهش میزان خوراک ارسالی به مجتمع پتروشیمی تبریز وجود ندارد:
 چرا که احداث این مجتمع در جوار پالایشگاه و حجم عظیم سرمایه گذاری صورت گرفته فقط و فقط بدلیل در دسترس بودن خوراک مناسب از پالایشگاه تبریز بوده است و در صورت نبودن خوراک مناسب می‌توانست در نقاط دیگری از کشور احداث گردد.
-    کیفیت بنزین تولیدی بایستی مطابق  استانداردهای قابل پذیرش تا ده سال پس از بهره برداری باشد. (Euro V fuel spec.)
-    جهت کاهش میزان سرمایه گذاری مورد نیاز بایستی حداکثر استفاده از واحدهای موجود سولفور زدائی و تبدیل کاتالیستی صورت پذیرد.
-    استفاده از محصول Visbreaker gasoline  بعنوان بخشی از خوراک واحد سولفورزدائی NHT الزامیست.
-    حداکثر استحصال بنزن تولیدی و ارسال آن به پتروشیمی تبریز مد نظر قرار گیرد.
۲-     با در نظر گرفتن مبانی فوق جهت تبدیل نفتای سنگین مازاد به بنزین استاندارد اولین قدم انتخاب نوع فرایند  می‌باشدsemi-regenerative reforming (CRU)  و یا  Continuous Catalytic reforming(CCR)
فرایند CCR علیرغم داشتن مزایایی همچون کاهش فشار عملیاتی، درصد استحصال بالاتر محصول و هیدروژن متاسفانه بر اساس مبانی پیکربندی نمی‌تواند گزینه مناسبی در پالایشگاه تبریز باشد. محصول ریفرمیت واحدهای CCR  بدلیل فشار پائین عملیاتی دارای درصد مواد آروماتیکی بالاتری در حدود ۷۵% می‌باشد و این درحالیست که حداکثر میزان مجاز مواد آروماتیک در بنزین تولیدی طبق استاندارد یورو ۵ حداکثر  ۳۵% است. در پالایشگاههایی که نفتای سبک تولیدی به واحد الفین پتروشیمی ارسال نمی شود فرایند CCR می‌تواند بهترین گزینه باشد چرا که نفتای سبک پس از تبدیل در واحد ایزومریزاسیون با ریفرمیت تولیدی واحد تبدیل کاتالیستی مخلوط شده و با رقیق سازی محصول ریفرمیت می‌تواند مشخصات بنزین تولیدی را  در زمینه مواد آروماتیک به محدوده مجاز برساند.
اما در پالایشگاه تبریز بدلیل اینکه مقادیر زیادی از نفتای سبک تولیدی بایستی به پتروشیمی ارسال گردد امکان رقیق سازی ریفرمیت تولیدی وجود ندارد و در صورت استفاده از نفتای سبک بناچار بایستی خوراک ارسالی به پتروشیمی قطع گردد. اتفاقی که متاسفانه در عمل رخ داده است و اکنون در حال حاضر مجتمع پتروشیمی تبریز با سرمایه گذاری عظیم چند میلیارد دلاری صورت گرفته با مشکلات فراوانی در جهت تامین خوراک مناسب و دائمی دست به گریبان است.
فرایند بستر ثابت  CRU بدلیل  داشتن فشار عملیاتی بالاتر و در نتیجه فشار جزئی بالاتر هیدروژن محصول ریفرمیتی با درصد آروماتیک پائینتر (حدود ۴۰%) نسبت به فرایند CCR  تولید می نماید.این فرایند علیرغم داشتن معایبی همچون درصد استحصال نسبتا پائینتر ریفرمیت و هیدروژن و مسائل مربوط به احیا کاتالیست هرسه سال یکبار با توجه به شرایط پالایشگاه تبریز بهترین گزینه موجود می‌باشد:
-    دلیل اول: بدلیل پائین بودن میزان آروماتیک محصول ریفرمیت جهت حصول به مشخصات بنزین  یورو ۵ میزان بسیار کمتری نفتای سبک سولفورزدائی شده  و یا ایزومریت مورد نیاز خواهد بود. و در نتیجه خوراک پتروشیمی تبریز براحتی قابل تامین خواهد بود.
-    دلیل دوم: بدلیل فشار بالای  عملیاتی در این فرایند بنزن بسیار بیشتری نسبت به فرایند CCR تولید می‌گردد که می‌تواند پس از استحصال در واحد Benzene extraction  به پتروشیمی تبریز بعنوان ماده اولیه ارسال گردد.
-    دلیل سوم: احداث واحد ۷۰۰۰ بشکه در روز که لیسانس آن قبلا خریداری و طراحی پایه آن نیز انجام شده بود به هزینه بسیار پائین‌تری ( در حدود چهل میلیون یورو  ) نیاز داشت که در نتیجه هزینه استهلاک و هزینه‌های مالی مرتبط بسیار کمتری را به شرکت وارد می‌کرد.
با توجه به موارد فوق انتخاب فرایند CCR به صرفه و صلاح پالایشگاه و پتروشیمی نبوده و مشکلات قطع خوراک پتروشیمی تا بلند مدت مشکل اساسی پتروشیمی خواهد بود.

۳-    تبدیل محصول Visbreaker gasoline  پس از سولفور زدائی در واحد NHT بعنوان خوراک واحد تبدیل کاتالیستی قابل استفاده می‌باشد و این موضوع ارتباطی به انتخاب فرایند تبدیل کاتالیستی  CRU  و یا   CCR  ندارد.
۴-    استحصال بنزن بروش Extraction  در واحد جداگانه ای انجام میگیرد و این موضوع ارتباطی به انتخاب فرایند تبدیل کاتالیستی  CRU  و یا   CCR  ندارد. فقط تنها موضوعی که وجود دارد اینست که در صورت استفاده از واحد CRU  بنزن بیشتری می‌توان بعنوان محصول نهائی در واحد استحصال بنزن تولید نمود.
۵-    عطف به بند ۱ جوابیه: بنزین ویسبریکر پس از سولفور زدائی در واحد NHT می‌تواند بعنوان خوراک واحد تبدیل کاتالیستی استفاده شود و این موضوع الزامی جهت انتخاب فرایند CCR  ایجاد می‌کند و ادعای روابط عمومی پالایشگاه تبریز در ارتباط دادن تبدیل محصول مذکور با احداث واحد CCR بدور از واقعیات کارشناسی می‌باشد. با احداث واحد CRU جدید هم تبدیل این بنزین به محصول بنزین سوپر وجود داشت.
۶-    عطف به بند ۲ و ۳ جوابیه: موضوع در سطور بالا توضیح داده شد که علیرغم معایب نسبی واحد CRU با توجه به شرایط پالایشگاه و پائین بودن میزان آروماتیک ریفورمیت و جهت امکان تامین خوراک پتروشیمی احداث واحد جدید CRU که لیسانس آن خریداری شده بود و طراحی پایه هم انجام پذیرفته بود بهترین و تنها گزینه مد نظر بود که متاسفانه این اتفاق نیفتاد و شد آنچه نمی‌باید می‌شد؛ در ضمن حداکثر تعداد تانکرهای ۲۰ تنی حامل نفتی سبک در روز که به پتروشیمی خوراک حمل می‌کنند برابر ۵۵ تانکر ۲۰ تنی است که هزینه حمل هر تن نفتای سبک از پالایشگاه آبادان تا تبریز ۴۵۰۰۰۰ تومان بوده که این هزینه در روز برابر حدودا ۵۰۰ میلیون تومان و در سال حدودا ۱۸۰ میلیارد تومن پتروشیمی تبریز بابت فقط حمل نفتا پرداخت می‌کند.
۷-    عطف به بند ۴ جوابیه: استخراج بنزن در واحد دیگری طی فرایند Benzene Extraction  انجام میگیرد و ارتباطی با واحد CCR ندارد. اتفاقا اگر واحد CRU احداث می‌شد بنزن بمراتب  بیشتری قابل استحصال و ارسال به پتروشیمی بود.
۸-    عطف به بندهای ۵ تا ۸ جوابیه: شرائط عملیاتی دو فرایند مختلف امری طبیعی است. و هر فرایندی نسبت به فرایند دیگر مزایا و معایبی دارد که در سطور بالا به تفصیل در مورد آن بحث شد. اما نهایتا با در نظر گرفتن شرایط خاص پالایشگاه و پتروشیمی احداث واحد CRU  جدید بهترین وتنها گزینه مطلوب بود که متاسفانه اجرا نشد.
۹-    عطف به بند ۹ جوابیه: اتفاقا این بند بصورت تلویحی تایید می کند که مطالعات پیکربندی  کارشناسی مورد قبولی انجام نشده است. و مدیران پالایشگاه بدون نظر کارشناسی واحد CCR  را احداث نموده اند و بعد از چند سال تازه متوجه شده اند که علاوه بر قطع خوراک پتروشیمی بایستی یک واحد ایزومریزاسیون نفتای سبک و تولید ایزومریت جهت رقیق سازی آروماتیک ریفرمیت احداث نمایند. در این زمینه تغییراتی در واحد قدیم CRU  انجام گرفته که هنوز کاملا موفق نبوده و قرار است طی مناقصه تعدادی برج و سایر تجهیزات فرایندی نصب گردد که این مناقصه هنوز در جریان است.
بررسی صورت‌های مالی شش ماهه گذشته شرکت در سامانه کدال نشان می دهد که ادعای تولید کل بنزین تولیدی با استاندارد یورو۵ خلاف واقعیت می‌باشد. و تولید بنزین به دو صورت معمولی و یورو ۴ بوده است البته به بهای قطع خوراک پتروشیمی تبریز
۱۰-    عطف به بند ۱۰ جوابیه: اگر واحد مکررا دچار Shutdown  شود طبیعیست که جهت کنترل سطح موجودی مخازن  ذخیره نفتای سنگین مجبور به افزایش دبی ورودی خوراک شوید. اتفاقا تغییرات گسترده  در میزان دبی خوراک باعث دور شدن از smoot operation  شده و موجب استهلاک بیشتر دستگاههای فرایندی و عدم ثبات در محصولات تولیدی می  شود.
۱۱-    عطف به بند ۱۴ جوابیه: اسناد معتبری وجود دارد که یکی از تجهیزات حیاتی واحد CCR  هنگام نصب دست دوم بوده و حداقل بیست سال عمر داشته است.
۱۲-    عطف به بند ج-۱۵ جوابیه: اینکه پتروشیمی تبریز توانسته علیرغم همه مشکلاتی که پالایشگاه تبریز در قطع خوراک به آن تحمیل کرده به سود آوری برسد جای تقدیر دارد اما این چه ارتباطی به عملکرد غلط پالایشگاه در قطع خوراک و تحمیل هزینه‌های بارگیری، تخلیه و حمل مواد اولیه از صدها کیلومتر دورتر از محل پتروشیمی دارد. قصد که ندارید سودآوری پتروشیمی را بدلیل قطع خوراک واحد اعلام فرمائید./ آذر جزایری

پست الکترونیکی نفتی‌ها به نشانی naftiha.ir@gmail.com برای دریافت نقطه نظرات، پیشنهادها، انتقادها و شکایات شما به عنوان پل ارتباطی این پایگاه خبری – تحلیلی با شما مخاطبان عزیز، در دسترس قرار دارد که شما مخاطبین عزیز نفتی ها می‌توانید از این طریق با ما در ارتباط باشید.

لینک کوتاه

http://naftiha.ir/39797

کلیدواژه

پالایشگاه تبریز

جوابیه پالایشگاه تبریز

اخبار مرتبط

ارسال نظرات

captcha
آخبرین اخبار
پربیننده ترین ها