Cовременные региональные НПЗ в структуре нефтеперерабатывающей отрасли России Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

А.к. курочкин, к.т.н., А.в. курочкин, к.х.н., гимаев р.н., д.т.н. ООО «Научно-производственный центр «Термакат», г. Уфа, Россия

довременные региональные нпз в структуре нефтеперерабатывающей отрасли России

Из 28 крупных НПЗ России, статистика по которым регулярно публикуется в открытой печати [1], девять имеют в структуре продукции 35-46 % топочных мазутов и 40-46 % светлых моторных топлив (то есть соответствуют I-му уровню глубины переработки нефти), тринадцать производят 20-35 % мазутов и 48-60 % светлых (lI-й уровень), и только шесть вырабатывают меньше 20 % мазутов (III-й уровень).

Лидером по глубине переработки на сегодняшний день является ОАО «Пермьнефтеоргсинтез» — предприятие нефтехимического профиля, реализующее 10,9 % мазута и 51 % светлых моторных топлив в расчете на нефть. На общем фоне отрасли, переработавшей в 2005 г. 170,6 млн тонн нефти с выработкой 46,4 млн тонн мазута (27,2 %) цифра 10,9 % выглядит внушительно.

Малотоннажным НПЗ статистика отводит только 1,97 % объема сырья российской нефтепереработки, 0,6 % выработки бензина, 2,1 % дизтоплив и 1,3 % авиакеросина. Поскольку основное количество «малотоннажек» вырабатывает минимальный ассортимент продукции, то по приведенным цифрам усредненную глубину переработки на мини-НПЗ можно оценить как не превышающую 60 %-ный уровень, не позволяющий устойчиво и рентабельно работать в прозрачных схемах налогообложения.

Простейший экономический расчет показывает, что при сегодняшней конъюнктуре цен углубление переработки, даже с учетом высоких дополнительных капитальных затрат, систематически увеличивает доходность нефтепереработки. По оценкам ИГ «Петро-маркет» [2], при ценах на Urals выше 45-48 долларов за баррель нефти переработка нефти становится более до-

ходной, чем экспорт нефти по самым выгодным маршрутам. По нашим расчетам, повышение глубины переработки нефти на НПЗ, построенном по традиционной схеме, с 1-го до 11-го и до Ш-го уровня, при выработке моторных топлив уровня качества Евро-2 увеличивает рентабельность переработки с отрицательной до 17-22 % и 31-35 %, соответственно.

При этом переработка по современным технологиям дешевых низкокачественных, высокопарафинистых и высокосернистых нефтей, не принимаемых для экспорта или транспортировки трубопроводным транспортом, несмотря на повышенные издержки при процессинге, оказывается вне конкуренции. Однако вопросы доставки сырья к месту переработки остаются системно нерешенными. В целом, по оценкам аналитиков, внутренние потребности страны в светлых моторных топливах удовлетворяются успешно, нет также сомнений в возможности наращивания объемов в будущем с ростом потребления топлив автомобильным парком страны.Однако высказываются серьезные опасения в удовлетворении перспективного спроса на высококачественные топлива [3] с учетом перспективного роста экологических требований [4,5]. Рассматриваются даже сценарии с экспортом высококачественных топлив из-за рубе-

жа. Однако пока ситуация в норме. Более того, компании, поспешившие начать выпуск высококачественных моторных топлив, испытывают затруднения с реализацией их в России. Итак, задачи отрасли в целом понятны — в ближайшие 5-7 лет увеличить глубину переработки, сократив удельное потребление невозобновляемых ресурсов нефти, обеспечить выработку необходимого ассортимента моторных топлив, соответствующих перспективным нормам качества. Однако это не все. Имеются сегменты рынка, спрос которых сложившейся инфраструктурой нефтепереработки не удовлетворяется или удовлетворяется не полностью. Сложившийся в России перекос в территориальном распределении и структуре нефтеперерабатывающих мощностей, далеко не оптимальная вследствие этого логистика сырья и товарной продукции требуют совершенствования сети предприятий отрасли.

Без этого не решить такие проблемы отсутствия собственного производства моторных топлив в нефтегазодобывающих провинциях России и удаленных районах страны (проблемы пресловутого «северного завоза»); недостаточного промышленного использования запасов малодебитных месторождений, особенно высоковязких, высокосернистых, смолистых нефтей (сокра-

Комплексное решение Ваших задач

ntHHOCtb

¡ÍIAMtt»*

<9 LOTOS

Появляются новые отрасли, увеличивается количество техники, растут потребности предприятий - LOTOS Oil дает Вам необходимую уверенность в удовлетворении новейших требований.

Мирозая промышленность вышла на новый уровень Внедрены передовые современные технологии, и как следствие, машины и устройства, требующие широкой гаммы спелияьных материалов, которые обеспечивал и бы им длительный срок службы LOTOS Oil - один из лидеров на сынке масел и смазочных средств Восточной и Центральной Европы, расширил свое предложение, включив в него

новые специальные высококачественные продукты промышленного назначен трансмиссионные, гидравлические, трансмиссиснно-гидравлические, турбинные, компрессорные, машинные масла, масла для обработки металлов, смазки и др Одновременно мь зедем непрерывную работу по расширению ассортимента кэших продуктоз для удовлетворения абсолютно всех нужд потребителей

Не рискуй - доверься солидному партнеру. Ознакомьтесь с нашим новым расширенным предложением!

Официальный Дистрибьютор ООО «Транс Ойл» LOTOS Oil S.A., ул. Эльблонска 135,80-718 Гданьск, Польша

109004. г. Москва, ул. Николоямская, дом 40/22, строение 4, офис 509 - 510 тел. +48 58 308 73 42, факс +48 58 308 8418

тел. (495) 915 3146,915 3149,797 4617, факс (495) 915 3146, e-mail: Nemtsev@trans-oil.ru e-mail foreign.trade@*lotosoil.pi. wwAi.lotos.pl

щение потенциальной сырьевой базы нефтепереработки); отсутствие распределенного производства дорожных битумов (низкое качество автодорог из-за нарушения технологии производства асфальтобетонов [6]) и т. п. Следует отметить, что свои задачи отрасль должна решать как минимум без роста экологической нагрузки самого производства на окружающую среду, на фоне постоянного утяжеления и повышения сернистости добываемых неф-тей. Существенно облегчает ситуацию долгосрочная тенденция роста доходности переработки, что при соответствующей налоговой политике смягчит проблемы финансирования структурной перестройки производства. Реконструкция и модернизация действующих крупнотоннажных НПЗ сегодня жизненно необходима. При этом, по оценке ВНИИНП, в ближайшее десятилетие потребуется вложить 2530 млрд долларов. Так, например, НК «Роснефть» планирует потратить на модернизацию Комсомольского и Туап-синского НПЗ по 700 млн долларов [7]. Планируется увеличение мощности на 15-25 %, увеличение глубины переработки до 95-96 % с выработкой моторных топлив стандарта Евро-4 (Дирек-

тива 98/70/ЕС, нормы Е^228-04 и Е^ 590-04). В расчете на 1 т прироста мощности по сырью расходы на модернизацию превысят 560 долларов, на 1 тонну суммарной мощности — около 110 долларов.

Плюсы этого варианта развития — относительное снижение капитальных затрат, максимальное использование существующей инженерной и социальной инфраструктуры. Минусы — возможные направления модернизации ограничены существующей схемой переработки на конкретном НПЗ, а также возможностями той же самой инфраструктуры.

Строительство новых НПЗ на основе современных инженерных решений, на взгляд авторов, является одним из приоритетных направлений развития российской нефтепереработки. Плюсы создания новых крупнотоннажных заводов очевидны. Однако из-за гигантских единичных объемов финансирования в нашей стране перспективы такого пути ограничены. Пример - по финансовым причинам вновь отодвинуты сроки строительства НПЗ Нижнекамского нефтехимического комплекса, создаваемого ОАО «Татнефть». Кроме того, этот путь имеет такие оче-

видные минусы, как большая и концентрированная экологическая нагрузка, повышенная техногенная опасность, необходимость больших вложений в социальную и инженерную инфраструктуру региона. Кроме того, развитие крупнотоннажного сектора нефтепереработки не решает целого ряда проблем, упомянутых выше, и связанных с большой долей транспортной составляющей в нефтепереработке. Однако данный подход может быть востребован при наличии эффективных и долговременных решений по логистике сырья и продукции. Устранить существующие перекосы, создать сбалансированную систему нефтеперерабатывающих мощностей в России может строительство новых современных мало- и среднетоннажных НПЗ топливного профиля, ориентированных на существующие и прогнозные потребности конкретных рынков сбыта и локализованных вблизи потребителей или сырьевых источников. Проектирование таких НПЗ возможно только на основе интегрированных процессов глубокой переработки и облагораживания светлых дистиллятов, обеспечивающих высокую экономическую эффективность переработки.

ООО ПКФ «Трансгаздеталь»

Цель нашей деятельности — удовлетворение спроса потребителей на высококачественные соединительные детали трубопроводов в максимально короткие сроки

1 /у J.

454048, г. Челябинск, ул. Худякова, д. 12а, 3 подъезд, 4 этаж Тел./факс: 260-95-14, 260-88-83, 260-95-70 e-mail: tgdetal@chel.com.ru http://www.tgdetal. ru

r?il2№

ООО ПКФ «Трансгаздеталь» с 1997 г. специализируется на поставке и комплектации любых объектов магистральных нефтегазопроводов, а также объектов химической промышленности высококачественными соединительными деталями трубопроводов и трубной продукции различных типоразмеров от 0 57 до 1420 мм из марок стали: 20, 17Г1С, 09Г2С, 10Г2ФБЮ, 12Х18Н10Т. готовы поставить в сжатые сроки, в любых объемах следующую продукцию:

• Отводы гнутые 0 219, 273, 325, 426, 530 ,720, 820, 1020, 1220, 1420мм из электросварной трубы по ТУ 102-488-95, радиус гибки 5Ду,10Ду, угол гибки от 3-90 гр, давление до 10МПа, в том числе с наружным изоляционным покрытием.

• Кривые вставки 0 219, 273,325, 426, 530 ,720, 820, 1020, 1220, 1420мм из низколегированной трубы и труб с наружным полиэтиленовым покрытием по ГОСТу 24950-81 с радиусом гибки 15Д-60Д, угол гибки от 3-18 гр.

• Узлы трубопроводов 0 530-1420мм, давление до 10Мпа, в том числе с изоляцией (позволяют ускорить монтаж насосных и компрессорных станций в два раза).

• Трубы бесшовные, электросварные для газонефтепроводов:

- 0 530-1220мм ТУ 14-3-1698-00, ТУ 14-3-1270-00, ТУ 14-3-1573-96, ГОСТ 20295-85.

- 0 273-426мм ГОСТ 8732-78, ТУ 14-3-1128-00. Возможно нанесение 2- и 3-слойной изоляции, диаметр трубы от 0 273-1420мм.

А также со склада и на заказ широкий спектр соединительных деталей трубопроводов по номенклатуре различных производителей, в т. ч. с изоляцией (по желанию потребителя):

• Отводы ГОСТ 17375-2001, ГОСТ 30573-2001, ТУ 102-488-95

• Переходы ГОСТ 17375-2001, ТУ 102-488-95

• Тройники ГОСТ 17375-2001, ТУ 102-488-95

• Днища, заглушки, ГОСТ 17375-2001, ТУ 102488-95

Кроме соединительных деталей трубопроводов, готовы осуществлять поставки трубной продукции различных типоразмеров, металлопроката, сортового, листового проката. ООО ПКФ «Трансгаздеталь» располагает собственной производственно-складской базой, а также автомобильным транспортом (лицензия на автомобильные перевозки ВА № 185292, МГ № 027479). Отгрузка продукции осуществляется как через собственный склад, так и непосредственно со склада завода-производителя до склада грузополучателя. Длительные договорные отношения с ведущими заводами-производителями нефтегазовой и металлургической отраслей России и Украины гарантируют нашим потребителям выполнение взятых на себя обязательств по срокам и объемам поставок.

Компания предоставляет гибкую систему скидок, а также удобные схемы финансирования, в т. ч. аккредитив. Разветвленная инфраструктура позволяет получать информацию о состоянии выполнения заказа в любой момент. Мы предлагаем воспользоваться возможностями ООО ПКФ «Трансгаздеталь» и готовы рассмотреть любые предложения к сотрудничеству. гарантируем высокое качество продукции, минимальные сроки поставки, достав^ продукции грузополучателям, конкурентоспособные цены, использование различных форм оплаты.

При этом, безусловно, должны учитываться и перспективы изменения характеристик сырья, ужесточения требований к качеству моторных топлив, и обеспечение промышленной безопасности самого производства, минимизации воздействия на окружающую среду. Требования к вновь строящимся НПЗ мы обсудили ранее [8]. Представляется возможной следующая градация мощностей мало- и сред-нетоннажных НПЗ:

• 0,5-2 млн тонн в год — региональные НПЗ для обеспечения потребностей промышленно развитых регионов России в высококачественных моторных топли-вах или экспортноориентирован-ное производство в местах перевалки нефти;

• 200-400 тысяч тонн в год — снабжение отдаленных районов России, отдельных крупных промышленных потребителей — портов, оборонных объектов;

• 50-100 тысяч тонн в год — для обеспечения распределенного спроса — снабжение корпоративных потребителей или решения локальных задач производства битумов, судовых топлив, переработки низкокачественных местных нефтей или прямогонных мазутов, подготовки высоковязкой нефти, переработки нефтешламов и т. п.

НПЗ мощностью 20-50 тысяч тонн в год хотя и могут быть созданы на базе современных интегрированных технологий, но вследствие технологических причин характеризуются повышенной капиталоемкостью — на 20-30 % по сравнению с «50-ти тысячниками», и обеспечивают рентабельность переработки не выше 20-25 %. Высокая рентабельность — на уровне 40-45 %, достигаемая за счет глубины переработки, качества товарных продуктов, рациональных жестких интегрированных схем переработки схемы в сочетании с минимальными финансовыми и производственными и экологическими рисками делает строительство

мало- и среднетоннажных НПЗ одним из самых востребованных в России на сегодняшний день.

При строительстве НПЗ целесообразно выделять несколько (не менее трех) пусковых комплексов — комплекс по глубокой переработке нефти, комплекс по переработке остаточных продуктов, комплекс по облагораживанию моторных топлив. В последнем, в свою очередь, могут быть выделены блоки облагораживания бензинов, дизельных топлив, сверхглубокой очистки дистиллятов и т. д. Оптимизировав на первоначальном этапе стратегию развития НПЗ, согласовав ее с особенностями местного рынка нефтепродуктов, можно сократить уровень первоначальных капитальных вложений до 90-110 долларов на тонну годовой переработки сырья, осуществляя поэтапное наращивание мощностей из текущей прибыли. Так, мы рекомендуем своим заказчикам планировать включение в состав первой очереди комбинированной установки переработки нефти (мазутов) и общезаводского хозяйства (ОЗХ) в минимально допустимой комплектности. Товарная продукция — нестабильный бензин (бензин для промышленных целей), печное бытовое топливо (маловязкое судовое топливо) и вторичный топочный мазут марки 100. Глубина переработки около 75 % на нефть (4555 % на мазут) позволяет обеспечить рентабельность на уровне 25-30 %. Вторую очередь — битумное производство с дополнительными объектами ОЗХ, позволяющими довести глубину переработки до 80-85 % на нефть и 6065 % на мазут, можно построить в течение 12 месяцев без привлечения дополнительных инвестиционных средств. Необходимые капиталовложения — около 20 долларов на тонну сырья в год. Товарная продукция — компонент автобензина, компонент дизельного топлива и остаточный неокисленный битум (или электродный пек). Рентабельность НПЗ возрастает до 40 %. Для строительства третьей очереди по облагораживанию бензино-дизельных

фракций в связи с относительно высокой капиталоемкостью (потребуется до 130 долларов в расчете на тонну нефти в год) целесообразно также привлечь дополнительные инвестиции. Товарная продукция — светлые моторные топлива Евро-3 или Евро-4 и остаточный неокисленный битум. Высокая рентабельность работы НПЗ в составе трех очередей (не менее 45-50 %) позволяет завершить строительство также за счет собственных средств и обеспечить общий срок окупаемости капиталовложений в 35-40 месяцев с момента пуска первой очереди. Среднетоннажные НПЗ могут быть дополнительно укомплектованы мощностями по глубокому обессериванию светлых дистиллятов, а при отсутствии регионального спроса на остаточные битумы или пеки — мощностями по переработке остаточных продуктов в светлые (гидрокрекинг, газификация остатков и пр. — это еще 4060 долларов на тонну нефти в год). Это позволит производить моторные топлива уровня Евро-5, довести глубину переработки нефти до 95-96 % и обеспечить максимальную рентабельность предприятия. Таким образом, строительство современных мало- и среднетоннажных НПЗ глубокой переработки нефти, обеспеченных на перспективу сырьем и рынками сбыта, не только необходимо, но и осуществимо. Применение современных интегрированных процессов обеспечивают высокую технологичность и экономическую эффективность предприятия, что позволяет создавать НПЗ стоимостью 250-280 долларов на тонну нефти в год, окупающиеся за 3-3,5 года эксплуатации.

Литература

1. Курочкин А.К. Отвечают требованиям мировых стандартов // Дороги России XXI века. 2002, № 3, с. 89-91.

2. Нефтеперерабатывающий комплекс НК «Роснефть». // Рекламный буклет, 2006, с. 16.

Современное производство соединительных элементов трубопроводов для нефтегазовой отрасли на базе специализированного производства трубопроводов для тепловой и атомной энергетики.

Предприятие является основным поставщиком соединительных деталей трубопроводов на рабочее давление до 32 МПа.

Выпускает соединительные детали трубопроводов, как из традиционных марок сталей 20, 09Г2С, 15ГС, так и из сталей повышенной эксплуатационной надежности 20А, 20С, 13ХФА, 09ГСФ и др.:

отводы бесшовные (без прямых участков) диаметрами 57-426 мм на давление до 10 МПа и от 12,5 до 32 МПа;

отводы гнутые (с прямыми участками) диаметрами 14-630 мм радиусом изгиба 5Ду и выше на давление до 10 МПа и от 12,5 до 32 МПа; отводы печные диаметрами 57-426 мм по РД 26-02-80;

отводы штампосварные (ОКШ) диаметрами 530-1220 мм на давление до 16 МПа, радиусом изгиба 1Ду;

перехода бесшовные диаметрами 57-426 мм на давление до 10 МПа и от 12,5 до 32 МПа; перехода диаметрами 530-1420 мм на давление до 16 МПа;

тройники переходные и равнопроходные бесшовные диаметрами 57-426 мм на давление до 10 МПа и от 12,5 до 32 МПа; тройники сварные с накладкавми (ТСН) и решетками (ТСНР) диаметрами корпуса 5301420 мм на давление до 10 МПа, с гарантией качества сварных швов;

тройники штампосварные диаметрами корпуса 530-1420 мм на давление до 16 МПа; заглушки диаметрами 57-426 мм на давление до 10 МПа и от 12,5 до 32 МПа; днища диаметрами 530-1420 мм на давление до 16 МПа;

фланцы плоские приварные на давление от 0,1 до 2,5 МПа по ГОСТ 12820;

деталей в адрес ОАО «Сургутнефтегаз», «ГАЗПРОМ» и другим заказчикам соедини-

С 2005 года осуществляются регулярные поставки ОАО «Транснефть», ТНК-ВР, ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО тельных деталей трубопроводов классом прочности К60 по собственной технологии. Разработаны технические условия ТУ 1469-002-14946399-2006 «Детали соединительные и блоки магистральных и промысловых трубопроводов на рабочее давление до 16 МПа», отличающиеся от широкоизвестных ТУ 102 - 488 полнотой возможностей изготовления деталей (расчитаны на давление до 16 МПа, вместо 10МПа; на изготовление деталей классом прочности К70; намного шире номенклатура деталей; глубже расписаны правила приемки и требования к готовым деталям и т.д.).

Наряду с вышеуказанной продукцией освоена прогрессивная технология изготовления штампованных заготовок полукорпусов и пробок для шаровых кранов Ду100-1400, позволяющая значительно снизить металлоемкость и трудоемкость по изготовлению запорной арматуры.

Имеется собственное металлургическое, инструментальное и кузнечно-прессовое производство. Имеются аттестованные испытательный центр, отдел главного метролога, отдел неразрушающего контроля, отделы главного конструктора и технолога на техническую компетентность органами Госстандарта России и Госгортехнадзора.

Для обеспечения стабильной работы заключены долгосрочные договора с крупнейшими поставщиками сырья: ОМК, ТМК и многими другими.

Наиболее крупными заказчиками нашей продукции являются НК ТНК, ОАО «Сургутнефтегаз», НК «ЮКОС», ОАО «Мегионнефтегаз», ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», АК Транснефть, ОАО «Урен-гойгазпром», РАО ГАЗПРОМ, НК ЛУКОЙЛ, ГТК «Туркменнефтегаз», ГК «Туркменгаз», ОАО «Тяж-промарматура» г. Алексин, Тульская обл., ОАО «Чеховский завод энергетического машиностроения» г. Чехов Московская обл. и др.

ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЭНЕРГФМАШ

308800, г. Белгород, ул. Б. Хмельницкого, 111 Тел./факс: (4722) 26-67-60. Тел. (4722) 35-43-39, 35-40-55 e-mail: alexander_bolbychev@energomash.ru, konstantin_pchelkin@energomash.ru

www.energomash.ru