CC BY
59
УДК 338+339.9+622.32 Д.А. Ильинский
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ РАЗВИТИЯ НЕФТЕ-И ГАЗОПЕРЕРАБОТКИ В СЕВЕРО-ЗАПАДНОМ РЕГИОНЕ СТРАНЫ
В условиях новых геополитических и социально-экономических реалий особое стратегическое значение для устойчивого развития ТЭК приобретает проблема комплексного и сбалансированного освоения углеводородных ресурсов Северо-Западного региона России. Увеличение объемов добычи сырой нефти в округе ставит вопрос о состоянии производственных мощностей по ее первичной переработке. Удельный объем переработки нефти на Северо-Западе составляет 11 %.
В прилегающих к СЗФО регионах России находится несколько нефтеперерабатывающих заводов, принадлежащих ряду ВИНК (табл. 1).
В настоящее время на территории СЗФО расположено два нефтеперерабатывающих завода (НПЗ): Кириш-ский НПЗ - ООО «Киришинефтеорг-синтез» - дочернее предприятие ОАО «Сургутнефтегаз» (г. Кириши); ЛУ-КОЙЛ-Ухтанефтепереработка - дочернее предприятие ОАО «НК «ЛУКОЙЛ» (г. Ухта).
Уровень загрузки нефтеперерабатывающих мощностей округа собственной нефтью в период 1995-1999 гг. был достаточно стабильным на уровне 61-63 %, увеличившись в 2000-2001 гг. до 68 %, а в 2005 г. этот показатель (данные за январь-август) поднялся до отметки 78.8 % по Ухтинскому НПЗ и 89.3 % по НПЗ в Киришах [4].
В совокупности ООО «Кириши-нефтеоргсинтез» и ОАО «Ухтанефте-переработка» обеспечивают 9.62 % общего объема первичной переработки сырой нефти в РФ (соответственно 8.05 % и 1.53 %). Уже в настоящее время мощностей Ухтинского НПЗ крайне недостаточно для обеспечения нефтепродуктами восточных и северных районов округа, что приводит к завозу сюда мазута и моторных топлив в основном с Ки-ришского НПЗ и заводов Центрального округа. В целом округ имеет активные балансы по нефтепродуктам, часть продукции нефтепереработки экспортируется.
Обоснование базовых вариантов развития производства продуктов нефтепереработки основывается на анализе сложившейся и прогнозируемых в СЗФО структуры энергетического баланса и мощностей указанных нефтеперерабатывающих заводов (табл. 2).
Анализ современного состояния и перспектив развития ОАО «ЛУКОИЛ-Ухтанефтепереработка»
ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтеперера-ботка» - один из старейших в России НПЗ - является дочерним предприятием ОАО «НК “ЛУКОЙЛ”» и расположен в центральной части республики Коми. Лоля производства НПЗ среди нефтеперерабатывающих активов ЛУКОЙЛ составляет 6 %.
Таблица 1
НПЗ прилегающих к СЗФО территориям [2]
Название НПЗ Управляющая компания Мощность, млн т нефти в гол
Пермский ОАО «ЛУКОЙЛ» 12.0
Нижегородский (НОРСИ) » 15.0
Ярославский (ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез») ОАО «Славнефть» 14.0
Московский (МНПЗ) 51 % - Центральная топливная компания (г. Москва), 38.5 % - ОАО «Сибнефть», 8 %- ОАО «Татнефть» 10.2
Рязанский ОАО «ТНК» 17.0
Нижнекамский (ОАО «Нижнекамский НПЗ») ОАО «Татнефть» владеющая 63 % акций 7.0
Сызранский ОАО «ЮКОС»* 10.66
Самарский (Куйбышевский) » 7.0
Новокуйбышевский » 9.56
проект строительства Орловского НПЗ (начало строительства в сентябре 2003 г.) Проект ОАО «Роснефть» Неизвестна
Мощность по сырью на заводе составляет 17.3 млн т в год (346 тыс барр./сут.), а загрузка мощностей более чем на 90 % (в то время как средняя по России составляет менее 70 %) обеспечивает ему лидерство в отечественной нефтепереработке и ставит его в число самых прибыльных заводов в России. По этому показателю компания сравнима с нефтяными компаниями Северной Америки, стран АТР и Западной Европы, которые стремятся обеспечивать загрузку НПЗ на уровне не ниже 97 %, считая меньшую загрузку низкоприбыльной.
Тем не менее столь высокая загрузка «Киришинефтеогрсинтеза» объясняется в большей степени ограничением сбытовых возможностей «Сургутнефтегаза» на фоне растущей добычи. В то время как большинство российских ВИНК при загрузке мощностей на уровне 60-70 % имеют возможность снижения коэффициента «добыча/переработка» с текущих 2.3 до 1.5 при повышении загрузки НПЗ, у «Сургутнефтегаза» этот резерв
отсутствует. При этом сильная сторона ООО «Киришинефтеоргсинтез» -высокая степень диверсификации производства [4].
Завод выпускает более 50 наименований продуктов, среди которых: бензины, дизельное топливо, основные марки нефте-битумов, ароматические углеводороды, различная нефтехимическая продукция.
Более 50 % выпускаемого в России автомобильного бензина Аи-98 и свыше 70 % высококачественного дизельного топлива с содержанием серы 0.05 % производится ООО «Киришинефтеоргсинтез». Продукция завода экспортируется в 40 стран мира, а доля экспорта в общем объеме производства за последние пять лет составляла от 60 до 85 %. Таких показателей не имеет ни один российский НПЗ.
По уровню процессов, обеспечивающих качество продукции, завод имеет достаточно высокий ранг среди российских НПЗ, однако пока на НПЗ полностью отсутствуют деструктивные процессы, углубляющие переработку
39
Таблица 2
Сравнительная характеристика нефтеперерабатывающих заводов СЗФО
Название НПЗ Управляющая Установленная Источник: Направления Перспективы
(месторасположение) компания мощность нефти леятельности развития
ООО «Киришинефте ОАО «Сур- 17.3 млн т в Давальче- Бензины, Строительст-
оргсинтез» гутнефтегаз» год ское сы- дизельное топливо, во комплекса
(г. Кириши, Ленин- (89.3 %)* рье основные марки нефтебитумов, глубокой пе-
градская область) ароматические углеводороды, нефтехимическая продукция, светлые нефтепродукты (около 50 % продукции) реработки нефти
ОАО «ЛУКОЙЛ- ОАО «ЛУ- 3.7 млн т в год Нефте- Переработка смеси нефтей с месторождений Строительст-
Ухтанефте- КОЙЛ» (78.8 %)* провод Республики Коми, во второй
переработка» Уса-Ухта переработка тяжелой Ярегской нефти, очереди ком-
(г. Ухта, Республика риформинг, плекса налива
КОМИ) гидродепарафинизация дизельного топлива нефти и нефтепродуктов
* Уровень загрузки нефтеперерабатывающих мощностей округа собственной нефтью.
Таблица 3
Прогноз инвестиционные затрат на реализацию программный Мероприятий ООО «Кнришинефтеоргсинтез»
Всего 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Комплекс гидрокрекинга
вакуумного газойля:
млн р. млн долл. США 30 229.7 3400.7 8940.0 8940.0 8949.0 - - - - -
1079.5 121.5 319.3 319.3 319.6 - - - - -
Комплекс каталитическо-
го крекинга:
млн руб. 21 000 1050 2100 5250 6300 6300
млн долл. США 750 37.5 75 187.5 225 225
Итого инвестиций:
млн руб. 51 229.7 3400.7 8940.0 8940.0 8949.0 1050 2100 5250 6300 6300
млн долл. США 1829.5 121.5 319.3 319.3 319.6 37.5 75 187.5 225 225
нефти. Общий уровень развития вторичных процессов нефтепереработки, однако, значительно ниже других НПЗ России этого профиля и на 2 % ниже среднеотраслевого уровня; глубина переработки сырья в Киришах в настоящее время составляет всего 55 %.
Несмотря на географически выгодное расположение НПЗ, высокая доля производства продукции с низкой добавленной стоимостью - на долю мазута приходится более 50 % производимой продукции, выход светлых нефтепродуктов составляет 37 % - негативным образом сказывается на экономике завода. С целью максимально эффективного использования географического расположения завода относительно западных рынков сбыта нефтепродуктов в 2001 г. ОАО «Сургутнефтегаз» начал процесс модернизации путем строительства комплекса глубокой переработки нефти. В ближайшей перспективе компания также предполагает строительство терминала в бухте «Батарейная». Этот проект будет развиваться одновременно с реализацией работы по углубленному гидрокрекингу.
Перспективы развития завода его руководство связывает со строительством комплекса глубокой переработки нефти. В рамках первой очереди реконструкции завода глубину переработки планируется довести до 72-75 %. При этом доля светлых нефтепродуктов в общем объеме производства составит не менее 75 %.
К 2008 г. предполагается закончить вторую очередь модернизации и довести глубину переработки до 8590 %. В итоге доля светлых нефтепродуктов в общем объеме производства должна составить не менее 90 %.
Технологию перспективного развития, модернизации и углубления переработки Киришского НПЗ ли-
цензируют Chevron и ABB Lummus Global. Часть проекта развития составляет строящийся комплекс гидрокрекинга по технологии изокрекинга Chevron, который станет крупнейшим в Европе по мощности.
Важнейшими инвестиционными проектами на ООО «Киришинефте-оргсинтез» являются: комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля и комплекс каталитического крекинга вакуумного газойля. Распределение инвестиционных затрат по годам строительства представлено в табл. 3
Инвестиционные затраты на строительство обоих комплексов в соответствии с проектными и инвестиционными планами ОАО «Сургутнефтегаз» составляют около 51 229.7 млн руб. (1829.5 млн долл. США).
Инвестиционные затраты также связаны и с повышением надежности энергоснабжения КИНЕФ в рамках взаимодействия с Киришской ГРЭС и ее технического перевооружения (сумма инвестиций составит порядка 50 млн долл.).
Срок окупаемости капитальных вложений составит: статический за счет прироста чистой прибыли и амортизационных отчислений - 4 г.; с учетом дисконтирования, с начала строительства - 9.5 лет, с начала эксплуатации - 6.2 года.
Анализ современного состояния и перспектив развития ЛУ-КОИЛ-Ухтанефтепереработка
ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтеперера-ботка» - один из старейших в России НПЗ, является дочерним предприятием ОАО «НК “ЛУКОЙЛ”» и расположен в центральной части республики Коми. Лоля производства НПЗ среди нефтеперерабатывающих активов ЛУКОЙЛ составляет 6 %. Мощность по переработке нефти - 6.2 млн т в год. Загрузка мощности сырьем - 3.6 млн т в год, что составляет
58.1 %. Содержание серы - 0.75 %. Глубина переработки нефти составляет 69.2 %.
Программа реконструкции Ухтинского нефтеперерабатывающего завода, которая будет реализована в период до 2010 г., нацелена на достижение следующих результатов:
- снижение удельных затрат на выработку товарной продукции;
- увеличение глубины переработки нефти до 71.5 %;
- снижение вредных выбросов в атмосферу;
- доведение качества вырабатываемой продукции до уровня стандартов Западной Европы;
- увеличение доли высокооктановых бензинов;
- производство авиакеросина и дизельного топлива с содержанием серы до 0.05 %.
В настоящее время с участием НК «ЛУКОЙЛ» программа модернизации и развития завода предусматривает:
- строительство новой установки ЭЛ ОУ-АТ и новых парков к ней;
- строительство установок гидроочистки и гидродепарафинизации дизельного топлива с производством серы (инжиниринг германской фирмы Stork Comprimo SKL);
- дооборудование установки ри-форминга блоком изомеризации;
- создание в схеме НПЗ процесса висбрекинга (на базе реконструкции АТ-2);
- реконструкцию битумного производства.
ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтеперера-ботка» в 2007 г. завершит строительство установки висбрекинга, что позволит увеличить глубину переработки нефти, выход светлых нефтепродуктов и количество вырабатываемых вакуумных газойлей. Строительство установки изомеризации легких фракций и частичная реконструк-
ция установки риформинга повысят качество производимых бензинов к 2008 г. до уровня стандарта «Евро-3», а к 2010 г. - до «Евро-4».
Экспорт предприятия ориентирован на рынки Северо-Западной Европы, а именно терминалы в Вентспилсе и Таллине, а также внутренние рынки Эстонии и Латвии.
ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка нуждается в осуществлении весьма большого объема работ по реконструкции и модернизации (Яразв = 14.3 % против среднеотраслевого уровня 56.5 %). Качество продукции заавода
- ниже среднего по России. Завод не располагает конверсионными процессами. Облагораживающие процессы - риформинг, гидродепарафини-зация дизельного топливах [1].
ОАО «ЛУКОЙЛ» намерен сделать его одним из лучших нефтеперерабатывающих заводов Севера России, поэтому сейчас производится его реконструкция. Текущая модернизация будет направлена на строительство второй очереди комплекса налива нефти и нефтепродуктов. Инвестиции в этот проект уже составили более 5 млрд руб. Предполагается, что по окончании модернизации завод будет выпускать новые виды топлива, а глубина переработки будет доведена до 76 % (рисунок).
Расчеты по оценке эффективности реализации проектов по увеличению мощностей добычи и повышению глубины переработки нефти исходят из государственных программ «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г...», «Энергоэффективная экономика...» и др. В данных программах обосновывается необходимость инновационно-ориентированного развития нефтегазового комплекса и повышения доли продукции более высокого передела с более высокой добавленной стоимостью.
Строительство будет реализовано с использованием оборудования существующей установки АТ -2 (в целях снижения инвестиционных затрат). Сроки реконструкции - 2006-2008 гг. Ввод в эксплуатацию - 2009 г. Эффект:
сокращение производства топочного мазута, организация производства вакуумного газойля - ценного сырья для углубляющих процессов
Предназначена для производства изомеризата - важного компонента для высокооктановых бензинов, позволяющего: уменьшить до европейских стандартов содержание ароматических углеводородов, включая бензол в товарных автомобильных бензинах;
увеличить выработку высокооктановых бензинов за счет сокращения производства низкооктанового бензина А-76 (А-80)
Основные инвестиционные проекты ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка»
Важнейшими инвестиционными проектами на ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухта-нефтеперарботка» являются строительство установки висбрекинга гудрона (реконструкция АТ-2) и строительство установки изомеризации прямогонного бензина НК-70 °С (рисунок). Инвестиционные затраты на строительство установок висбрекинга гудрона (реконструкция АТ-2) и изомеризации прямогонного бензина НК-70 оС в соответствии с проектными планами ОАО «НК ЛУКОЙЛ» составляют порядка 981 млн руб. (без НЛС), или 35 млн долл. США.
Анализ современного состояния и перспектив развития газоперерабатывающих мощностей Северо-Запада России
Крупнейшим предприятием по переработке углеводородного сырья газовой отрасли региона является Сосногорский газоперерабатывающий завод (СГПЗ). Завод расположен в Республике Коми и входит в
состав ООО «Севергазпром» (ОАО-«Газпром»). В настоящее время на заводе происходит подготовка природного газа к транспорту, стабилизация конденсата месторождений Вуктыльского геолого-экономичес-кого района (ГЭР, в частности Вуктыльского НГКМ, Западно-Соп-лесского ГКМ, Печоро-Кожвинского НГКМ, Югидского НГКМ) [1].
Загрузка установок по переработке газа составляет 1400 млн нм3/год, что немного ниже проектной производительности ГОУ (1500 млн нм3/год). Производительность бензиновой установки близка к проектной (20 тыс. т в год). В 2005 г. введена в действие установка низкотемпературного разделения газа с проектной производительностью 3000 млн нм3/год.
Целью реконструкции производства газопереработки на Сосногорском ГПЗ. Целью реконструкции является замена морально устаревшей технологии и физически изношенного оборудования на современные.
Одновременно решаются следующие основные задачи:
- увеличение мощности с целью вовлечения в переработку всего газа, добываемого ООО «Севергаз-пром» в Республике Коми;
- доведение степени извлечения компонентов сжиженного газа до 95-98 %;
- производство наряду с традиционной маркой сжиженного газа (СПБТ) нового вида продукции -пропана автомобильного (ПА).
Реконструкция производства газо-переработки предусматривается на основе криогенного процесса, обеспечивающего четкое разделение сырья на «сухой» природный газ, сжиженный газ марок СПБТ, ПА и фракцию тяжелых углеводородов С5+, которую предполагается использовать в производстве бензина.
Проект предполагает полную автоматизацию технологического процесса и учета производимой продукции на уровне мировых стандартов, при этом объем переработки природного газа на Сосногорском ГПЗ возрастет в 2.3 раза, при этом будут полностью извлекаться все ценные компоненты.
Выпуск высококачественной продукции на новых мощностях составит 117 тыс. т пропана, 143 тыс. т СПБТ, 25 тыс. т стабильного конденсата. На сбыт продукции заключены контракты до 2010 г.
Необходимость в модернизации производства на Сосногорском ГПЗ по переработке нестабильных жидких углеводородов вызвана физическим и моральным износом оборудования, повышением содержания в сырье парафинов, смол и асфальтенов.
Реконструкция производства переработки конденсата позволит ис-
ключить негативные технологические явления, а также получить новые виды товарной продукции: сжиженный газ, прямогонный бензин, топливо дизельное летнее и зимнее, топливо нефтяное (мазут).
Лля реконструкции производства переработки конденсата необходимы инвестиции в объеме 6 млн долл. Экономическая эффективность проекта довольно высока - среднегодовая дополнительная чистая прибыль составит около 45 млн руб.
Широкомасштабная реализация указанных проектов позволит организовать производство автобензинов и дизельных топлив в полном соответствии с мировыми стандартами (для чего потребуются значительные инвестиции). Вместе с тем следует отметить, что все известные в мире крупные нефтяные фирмы располагают исследовательскими центрами и тратят на исследования 5-8 % объема получаемой прибыли.
В России, к сожалению, этого не наблюдается. Нашу науку надо поддерживать не подачками, а заказами на технологии, причем делать это надо в тех случаях, когда наши разработки конкурентоспособны либо несущественно уступают зарубежным аналогам. В этих случаях необходим разумный протекционизм по отношению к отечественным разработкам.
Безусловно, технологии зарубежных фирм часто находятся на весьма высоком уровне, и их привлечение на российские НПЗ тоже необходимо. Однако только квалифицированные отечественные научные кадры, собственные разработки достаточно высокого уровня дадут нашей нефтеперерабатывающей промышленности устойчивость и независимость.
1. Ильинский А.А., Мнацаканян О.С., Череповицин А.Е. Нефтегазовый комплекс Северо-Запада России: стратегический анализ и концепции развития. - СПб.: Наука, 2006.- 474 с.
2. Интересы российских вертикальноинтегрированных компаний (ВИНК) на Северо-Западе России в сфере инфраструктуры хранения и розничных продаж нефтепродуктов // Аналитическая записка категории Индивидуальные продукты, www.dorn.ru/
3. Основные положения программы комплексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона России до 2020 года, Санкт-Петербург, 2005. 276 с.
4. Сомов Б.Е., Садчиков И.А., Шершун В.Г., Кореляков Ё.В. Стратегические приоритеты российских нефтеперерабатывающих предприятий. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2002. ЕШЗ
— Коротко об авторе ----------------------------------------------------------------
Ильинский Д.А. - аспирант очной формы обучения, Северо-Западный государственный заочный технический университет (СЗГТУ), Санкт-Петербург.
Статья представлена Кольским научным центром РАН.
Рецензент д-р экон. наук, проф. Ф.Д. Ларичкин.
---------------------------------- ДИССЕРТАЦИИ
ТЕКУЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ЗАЩИТАХ ДИССЕРТАЦИЙ ПО ГОРНОМУ ДЕЛУ И СМЕЖНЫМ ВОПРОСАМ
Автор Название работы Специальность Ученая степень
МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
ЗОТОВ Василий Владимирович Обоснование основных параметров вертикальных подъемных установок с резинотросовыми тяговыми органами 05.05.06 к.т.н.
ПЕЙЛЬ Наталья Гаевна Обоснование и выбор структур управления электроприводами исполнительных органов горных машин в энергосберегающих режимах 05.09.03 к.т.н.
