CC BY
201
УДК 665.6
П. Н. Селиванов, О. Ю. Сладовская, Н. Ю. Башкирцев;!,
Е. Е. Ласковенкова, Т. А. Шигабутдинов, Т. Р. Сультеев
СОСТОЯНИЕ И ОСНОВНЫЕ ТЕНДЕНЦИИ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В РОССИИ
Ключевые слова: нефтепереработка, глубина переработки, продукты нефтепереработки, динамика производства,
модернизация.
Россия входит в пятерку стран по объемам переработки нефти. В статье рассмотрены изменения объемов и глубины переработки нефти в России. Дана динамика производства основных нефтепродуктов, а также состав технологических процессов российской нефтепереработки. Показаны перспективы и основные точки роста нефтеперерабатывающих предприятий.
Keywords: oil refining, refining depth, refined petroleum products, dynamics of production, modernization.
Russia is among the top five countries in terms of volume of oil refining. The article deals with the changes in the capacity and depth of oil refining in Russia. The dynamics of the petrochemicals production and the structure of technological processes of oil refining in Russia are presented. The prospects and key areas of growth of oil refineries are shown.
Нефть играет основную роль в обеспечении человечества энергией уже второе столетие. Она является ценным сырьем для нефтехимического синтеза, а также для получения различных продуктов - от растворителей до кокса и технического углерода [1].
Россия - одна из основных нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих стран мира. Мощности по первичной переработке нефти в России достигли своего максимума в начале 1980-х гг. XX в. после того, как в 1982 г. был введен в эксплуатацию Ачинский НПЗ в Красноярском крае. До начала 1990-х гг. мощности российской нефтепереработки находились на уровне несколько превышающем 350 млн. т. Россия в этот период занимала второе место в мире по мощностям переработки нефти после США [2].
В результате кризиса 1990-х гг. произошло сокращение мощностей. Так же этот период характеризовался снижением уровня добычи нефти и низкой загрузкой установок по первичной переработке.
Начиная с 2000-х годов объемы первичной переработки постепенно увеличиваются. На сегодняшний день по имеющимся мощностям, так же как и по объёмам первичной переработки, Россия занимает 3 место в мире после США и Китая (табл.1) [3,4].
Экспорт сырой нефти сокращается с 2009 г. В 2014 г. объем экспортируемой нефти составил 221,3 млн. т., что по сравнению с 2013 г. ниже на 13,7 млн. т. или на 5,8% [5]. При этом объём нефти перерабатываемой в России постепенно увеличивается [6]: по сравнению с 2013 годом объем переработки нефти увеличился на 5,2% и составил 288,9 млн. т., а в целом за последние 10 лет переработка нефти внутри страны выросла на 39% (рис.1). Однако из-за того, что большинство крупных НПЗ в России были построены в 40—70-е гг. XX в. их технический уровень остается низким по сравнению с индустриально развитыми странами: глубина переработки составляет 72,4%[7].
Таблица 1 - Переработка нефти в 2014 году по странам
Страна Переработка Доля в
нефти, тыс. мировой
баррелей в день переработке, %
США 17791 18,4
Китай 14098 14,6
Россия 6338 6,6
Индия 4319 4,5
Япония 3749 3,9
Южная Корея 2887 3,0
Саудовская 2822 2,9
Аравия
Бразилия 2235 2,3
Германия 2060 2,1
Иран 1985 2,1
Прочие страны 38229 39,6
Всего в мире 96513 100,0
Для сравнения, в США глубина переработки нефти составляет 90-95%, а на лучших НПЗ до 98%, в странах - членах ОПЕК около 85%, а в Европе 85-90%. Даже в бывшем СССР глубина переработки нефти была не ниже 80% [8,9].
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
-Переработка всего млн. т. (слева)
-Глубина переработки (справа)
Рис. 1 - Объём и глубина переработки нефти в России
Из-за низкой глубины переработки нефти и недостаточно высокого качества нефтепродуктов показатель технической сложности предприятия (индекс Нельсона) в России равен лишь 4,4, тогда как среднеевропейский уровень — 6,5, американский — 9,5, азиатский — 4,9. В связи с этим важно отметить, что индекс Нельсона для нефтеперерабатывающего комплекса ТАНЕКО, после ввода в эксплуатацию всех установок, составит 15 [2], а глубина переработки 96%.
В структуре производства нефтепродуктов в России продолжают занимать лидирующие позиции тяжелые и средние фракции, прежде всего, мазут и дизельное топливо. В 2014 г. доля автомобильного бензина в структуре производства нефтяных топлив составила 18,7% ( 38,3 млн. т), дизельного топлива - 37,7% (77,3 млн. т), авиакеросина - 5,3% (10,9 млн. т), мазута - 38,3 % (78,4млн т) [10,11].
Несмотря на рост объемов переработки нефти в России, и увеличения выпуска топлива, производство автомобильного бензина не увеличилось. Уменьшение объемов производства автобензинов произошло из-за перехода на выпуск топлив высоких экологических классов, а также из-за сокращения выпуска низкооктанового топлива. Так в общей структуре производства автобензинов доля бензина марки Нормаль-80 сократилась на 0,9% и составила 5,0%, доля бензина марки Регуляр-92 уменьшилась с 67% до 65,4%, а выпуск автобензинов марки Премиум-95 и выше увеличился с 27,1 до 29,6%.
По итогам 2014 года отмечен рост производства дизельного топлива на 5,3 млн. т., или +7,4%, в том числе высококачественного дизельного топлива класса К3 и выше на +3,6 млн. т. или +6,0% к 2013 г. (рис.2).
заводов[12]. Это связано с тем, что в 2011 году Правительство РФ предприняло ряд мер по стимулированию инвестиций в модернизацию НПЗ.
Во-первых, был изменен налоговый режим в нефтепереработке - введена схема «60-66-90-100». Данная система предполагает существенный рост пошлины на темные нефтепродукты с 2015 г. Пошлина на экспорт темных нефтепродуктов будет приравнена к пошлине на нефть, что создает стимулы для инвестиций в строительство конверсионных процессов[13].
Во-вторых, в 2011 году было заключено четырехстороннее соглашение между ФАС России, Ростехнадзором, Росстандартом и нефтяными компаниями, в котором зафиксированы планы компаний по модернизации НПЗ[13].
Благодаря предпринятым мерам в ближайшее несколько лет ожидается масштабная модернизация нефтеперерабатывающих заводов. Так в последние три года наблюдается высокая активность предприятий в области инвестирования в сегмент переработки. Если в 2011 году капитальные вложения составляли 155,5 млрд. руб. то в 2014 году уже 289,6 млрд. руб., что на 35,9 млрд. руб. или на 14,2% больше чем в 2013 году.
В табл.2 представлен современный состав технологических процессов вторичной переработки нефти. В настоящее время 6 предприятий имеют процесс алкилирования, 14 предприятий каталитический крекинг, 8 предприятий гидрокрекинг и 10 предприятий имеют процесс коксования, коэффициент сложности у которых при определении индекса Нельсона наибольший. В будущем количество таких процессов будет расти, что приведет к росту индекса Нельсона на предприятиях.
Таблица 2 - Распределение процессов вторичной переработки нефти по предприятиям на 2015 год
Рис. 2 - Производство нефтепродуктов в России
В настоящее время в России продолжается массовая модернизация нефтеперерабатывающих
Процесс Количество предприятий Предприятие
1 2 3
Изомеризация 18 Ангарская НХК, Ачинский НПЗ, Комольский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Сызранский НПЗ, Омский НПЗ, Московский НПЗ, Ярославский НПЗ, Нижегороднефтеоргсинтез, Пермнефтеоргсинтез, Уфимский НПЗ, Волгограднефтепереработка, Ухтанефтепереработка, Саратовский НПЗ Новоуфимский НПЗ, Рязанская НПК, Хабаровский НПЗ, Киришинефтеоргсинтез,
Гидрокрекинг 8 Куйбышевский НПЗ, Сызранский НПЗ, Ярославский НПЗ, ТАНЕКО, Пермнефтеоргсинтез, Уфанефтехим, Киришинефтеоргсинтез, Хабаровский НПЗ
Алкили-рование 6 Куйбышевский НПЗ, Омский НПЗ, Ярославский НПЗ, Рязанская НПК, Нижегороднефтеоргсинтез, Новоуфимский НПЗ
Окончание табл. 2
1 2 3
Каталитический крекинг 14 Новокуйбышевский НПЗ, Сызранский НПЗ, Московский НПЗ, Ярославский НПЗ, Нижегороднефтеоргсинтез, Пермнефтеоргсинтез, Новоуфимский НПЗ, Рязанская НПК, Газпром нефтехим Салават, Таиф-НК, Ангарская НХК, Омский НПЗ, Уфимский НПЗ, Уфанефтехим
Гидроочистка диз. топлива 25 Ангарская НХК, Ачинский НПЗ, Комсомольский НПЗ, Омский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Куйбышевский НПЗ, Сызранский НПЗ, Московский НПЗ, Ярославский НПЗ, Нижегороднефтеоргсинтез, Пермнефтеоргсинтез, Уфимский НПЗ, Волгограднефтепереработка, Ухтанефтепереработка, Таиф-НК, Уфанефтехим, Новоуфимский НПЗ, Рязанская НПК, Саратовский НПЗ, ТАНЕКО, Орскнефтеоргсинтез, Хабаровский НПЗ, Газпром нефтехим Салават, Астраханский ГПЗ, Киришинефтеоргсинтез
Висбре-кинг 17 Омский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Таиф-НК, Сызранский НПЗ, Нижегороднефтеоргсинтез, ТАНЕКО, Уфимский НПЗ, Новоуфимский НПЗ, Рязанская НПК, Саратовский НПЗ, Ярославский НПЗ, Газпром нефтехим Салават, Киришинефтеоргсинтез, Уфанефтехим, Пермнефтеоргсинтез, Ухтанефтепереработка, Саратовский НПЗ
Коксование 10 Комсомольский НПЗ, Ачинский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Омский НПЗ, Волгограднефтепереработка, Уфанефтехим, Новоуфимский НПЗ, Ангарская НХК, Ярославский НПЗ, Пермнефтеоргсинтез
Производство битума 17 Новокуйбышевский НПЗ, Таиф-НК, Сызранский НПЗ, Ачинский НПЗ, Пермнефтеоргсинтез, Ангарская НХК, Нижегороднефтеоргсинтез, Ухтанефтепереработка, Новоуфимский НПЗ, Уфанефтехим, Волгограднефтепереработка, Московский НПЗ, Омский НПЗ, Орскнефтеоргсинтез, Рязанская НПК, Саратовский НПЗ, Хабаровский НПЗ
Каталитический рифо-рминг 21 Комсомольский НПЗ, Ярославский НПЗ, Волгограднефтепереработка, Нижегороднефтеоргсинтез, Орскнефтеоргсинтез, Уфанефтехим, Ачинский НПЗ, Ангарская НХК, Киришинефтеоргсинтез, Московский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Омский НПЗ, Пермнефтеоргсинтез, Рязанская НПК, Газпром нефтехим Салават, Куйбышевский НПЗ, Саратовский НПЗ, Сызранский НПЗ, Новоуфимский НПЗ, Хабаровский НПЗ, Ухтанефтепереработка
запуску установок будет реализовано. По предварительным данным к 2020 году выпуск бензина увеличится примерно на 6 млн. тонн, а дизельного топлива - на 21,6 млн. т. за счет ввода 18 установок гидрокрекинга и 11 установок каталитического крекинга (рис.3).
С учетом приведенных выше данных, а также дополнительного влияния на выход продуктов таких установок как изомеризация, коксование, висбрекинг, каталитический риформинг, ожидаемая глубина переработки составит около 85% в 2020 году [14,15].
Рис. 3 - План ввода установок, влияющих на глубину переработки 2014 -2020 годы
В случае реализации программ модернизации крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий к 2020 г. ожидается существенное изменение структуры производимой на НПЗ продукции. Мазут будет постепенно уходить с рынка. Ожидается сокращение объемов выработки мазута в 2 раза, и при этом увеличение производства светлых фракций [8]. Структура выхода отечественных НПЗ будет выглядеть примерно следующим образом: бензин — 18%, дизельное топливо — 33%, мазут — 15%, прочее — 34% (рис.4).
14% +4% 18%
26% +7% 33%
28% -13% 15%
32% +2% 34%
Бензин
Дизельное топливо
Мазут Прочее
2013
2020П*
П*-прогноз
Рис. 4 - Изменение структуры выхода НПЗ в России с учетом планов по модернизации
Исходя из сохраняющейся экономической привлекательности модернизации предполагается, что в текущих условиях значительное количество заявленных нефтяными компаниями проектов по
С сокращением производства товарного мазута глубина переработки к 2025 г. достигнет 92%, что превышает среднеевропейский показатель [7].
На данный момент технологический уровень большинства заводов уступает показателям западных стран. Однако созданные правительством условия, необходимые для модернизации российской нефтепереработки, позволят повысить показатель технической сложности предприятий, увеличат выход светлых нефтепродуктов и глубину переработки.
Литература
1.Глаголева, О.Ф. Технология переработки нефти. Ч.1: Первичная переработка нефти / О.Ф. Глаголева [и др.]. -М.: Химия, Колос, 2007. 400 с.
2.А.Г.Коржубаев, Л.В.Эдер, В.Ю.Немов, Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 11, 31-38 (2011).
3.Переработка нефти в 2014 году по странам и ее динамика с 1980 года. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://finance.rambler.ru/news/1575019/(дата обращения 25.10.2015).
4.Н.Ю. Башкирцева, Вестник Казан. технол. ун-та, 18, 6, 63-68 (2015).
5.Л.В.Эдер, И.В.Филимонова, В.Ю.Немов, И.А. Проворный, Вестник Тюменского государственного университета, 4, 83-97 (2014).
6. Сайт министерства энергетики Российской федерации: [Электронный ресурс]. Режим доступа:
http://www.minenergo.gov.ru/activity/oilgas/ (дата
обращения : 25.10.2015).
7.Н.Ю. Башкирцева, Вестник Казан. технол. ун-та, 18, 7, 107-110 (2015).
8.М.Н.Адушев, Вестник Пермского университета. Серия: Экономика, 1, 55-68 (2015).
9.А.Г.Коржубаев, И.А.Соколова, А.С.Ивашин, Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 4, 50-57 (2011).
10. Е.А.Чернышева, Бурение и нефть, 5, 8-13 (2011).
11. И.А.Агафонов, Экономика и управление в промышленности, 2, 39-46 (2014).
12. Л.В. Эдер, И.В.Филимонова, В.Ю.Немов, И.В.Проворная, Экономика и управление, 5, 29-37 (2014).
13. Основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025 года © ОАО "ЛУКОЙЛ", 2013. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.lukoil.ru/static.asp?id=202 (дата обращения 25.10.2015)
14. Нефтепереработка в России: курс на модернизацию. БУ, 2014. [Электронный ресурс]. Режим доступа: Шр://^'^^. еу .com/Publication/vwLUAssets/БУ-downstream-in-russia-course-to-modernization/$FILБ/БУ-downstream-in-russia-course-to-modernization.pdf (дата обращения : 25.10.2015).
15. Н. М. Байков, Нефтяное хозяйство, 11, 134-138 (2006).
© П. Н. Селиванов - магистр каф. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, [email protected]; О. Ю. Сладовская - к.т.н., доцент той же кафедры, [email protected]; Н. Ю. Башкирцева - д.т.н., проф., зав каф. ХТПНГ КНИТУ, [email protected]; Е. Е. Ласковенкова - магистр той же кафедры; Т. А. Шигабутдинов - магистр той же кафедры; Т. Р. Сультеев - магистр той же кафедры.
© P. N. Selivanov, Masters degree student of "Chemical technology of petroleum and gas processing" department of KNRTU, [email protected]; O. Yu. Sladovskaya, PhD in technical sciences, associate professor of technology of petroleum and gas processing" department of KNRTU, [email protected]; N. Yu. Bashkirceva, doctor of technical sciences, prof., head of "Chemical technology of petroleum and gas processing" department of KNRTU; E. E. Laskovenkova, Masters degree student of the same department; T. A. Shigabutdinov, Masters degree student of the same department; T. R. Sulteev, Masters degree student of the same department.
