Состояние нефтепереработки в России Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 665. 6

Н. Ю. Башкирцев;!

СОСТОЯНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В РОССИИ

Ключевые слова: нефтепереработка, динамика производства, состав технологического процесса, продукты нефтепереработки.

В статье приведены данные по состоянию нефтепереработки в России. Указаны крупнейшие нефтеперерабатывающие предприятия России. Дана динамика производства основных продуктов нефтепереработки, а также современный состав технологических процессов российской и зарубежной нефтепереработок.

Keywords: oil refining, dynamics ofproduction, composition of technological process, refined petroleum product.

The article presents data on the state of oil refining in Russia. Major refineries in Russia are shown. The dynamics of the production of basic refinery products, as well as modern composition of technological processes of Russian and foreign oil refining are given.

Россия занимает 3 место в мире по первичной переработке сырой нефти с долей 6,3% мировой переработки [1].

В 2013 г. объем переработки нефти, по сравнению с предыдущим годом, увеличился на +7,3 млн. т (+2,8%), достигнув максимального после распада СССР уровня в 272,7 млн. тонн (рис. 1) [2]. В 2014 году объем переработки вырос на 8,1 % и составил 294,4 млн. тонн [3].

400-

шит

nep«patoTK3 вт ■он глубина переработки

зоо-

?0Б.Э

т Ш N5.7 235 9

300

100

5Н

тг

о N

со

+7.3 мпн тонн

|+2J%i2D12r.)

ш аяз *» №

О1

о?

со

V**

О

^Oi

■х-с

<г

-О

£

р» ■о

2005 2006 2007 2009 2009 2010 2011 2012 2013

Рис. 1 - Переработка нефти в России

В настоящее время в России переработку нефти и газового конденсата осуществляют 68 специализированных нефтеперерабатывающих предприятий (НПЗ и ГПЗ), мощностью первичной переработки нефтяного сырья (данные на 01.01.2014 г.) 299,0 млн. т в год [4]. Из них:

• 26 НПЗ и ГПЗ, находящиеся в собственности ВИНК, в том числе 3 предприятия Газпрома (далее «НПЗ ВИНК»). Мощность по первичной переработке нефти составляет 257,0 млн. т в год (86,0% от общероссийских мощностей).

• 10 НПЗ, не входящие в структуру ВИНК. Мощность первичной переработки составила 32,2 млн.т в год (10,8% от общероссийских мощностей) в 2013 г. Доля в национальном объеме переработки — 11,5%;

• 32 малых НПЗ (мини-НПЗ), включая предприятия, принадлежащие ВИНК, мощностью пер-

вичной переработки 9,8 млн. т нефти в год (3,2% от общероссийских мощностей). Их доля в объеме переработки в 2013 г. составляет 2,9% (рис. 2).

НПЗ и ГПЗ ВИ НИВЫ-;

■ - ^лччиГ -

Рис. 2 - Отраслевая структура переработки нефти по группам НПЗ в 2013 г.

Лидером по мощностям первичной нефтепереработки является ОАО "Роснефть"- 31 % ОАО "ЛУКОЙЛ"17,6 %, "Группы Газпром" - 16,28. Среди крупнейших российских НПЗ средняя мощность одного завода составляет около 9,3 млн. т/год (для сравнения максимальная мощность НПЗ в Венесуэле - 47,0 млн. т/год) (табл.1) [5].

Структура производства продукции практически не изменилась и серьезно отстает от мирового уровня. Доля выработки топочного мазута в России (30%) в несколько раз выше аналогичных показателей в мире - менее 5% в США, до 15% в Западной Европе (рис.3).

В среднем по России выход автомобильных бензинов не превышает 18%, против 45% в США. Доля выпуска низкооктановых автобензинов А-76(80) сократилась с 57% в 2000 г. до 17% в 2009 г. [6].

Серьезно отстает от мирового уровня и качество выпускаемых нефтепродуктов Доля бензинов, удовлетворяющих требованиям Евро 3,4, составляет 38% от всего объема выпускаемого бензина, а доля дизельного топлива, удовлетворяющего требованиям класса 4,5, всего лишь 18%[7].

Таблица 1 - НПЗ России

Завод Ввод в эксплуатацию Мощность, млн. тонн Доля в общем объеме переработки Глубина переработки в 2014г.

ОАО «Газпромнефть-Омский НПЗ» 1955 21,1 7,6% 93,0%

ООО «ПО «Киришинефте- оргсинтез» 1966 19.8 7,2% 57,0%

ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» 1960 17.0 6,1% 65,3%

ООО «ЛУКОИЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» 1958 17,0 6,1% 67,8%

ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» 1961 14.4 5,2% 63,3%

ООО «ЛУКОИЛ-Пермнефтеоргсинтез» 1958 13,1 4,7% 82,9%

ОАО «Газпромнефть-Московский НПЗ» 1938 12,0 4,3% 71,8%

ООО «РН-Туапсинский НПЗ» 1929 12,0 4,3% 51,6%

ОАО «Газпром нефтехим Салават» 1948 12.0 4,3% 79,0%

ООО «ЛУКОИЛ-Волгоград нефтепереработка» 1957 11,4 4,1 % 92,5%

ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» 1955 10,2 3,7% 72,4%

ОАО «Уфанефтехим» 9,5 3.4% 92,6%

ОАО «Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод» 1951 8.8 3,2% 60,6%

ОАО «Сызранский нефтеперерабатывающий завод» 1957 8,8 3,2 % 66,0%

ООО «РН-Комсомольский НПЗ» 1942 8,0 2,9% 60,9%

ОАО «ТАИФ-НК» 1980 7,5 2,7 % 75,0%

ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод» 1937 7,5 2,7% 71,2%

ОАО «Ачинский нефтеперерабатывающий завод» 1982 7,5 2,7% 64,4%

ОАО «Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод» 1951 7.1 2,6 % 85,8%

ОАО «ТАНЕКО» 2011 7,0 2,5 % 74,0%

ОАО «Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод» 1945 7,0 2,5 % 60,6%

ОАО «Саратовский нефтеперерабатывающий завод» 1934 6.8 2,5 % 73,5%

ОАО «Орскнефтеоргсинтез» 1935 6.6 2,4 % 68,5%

ООО «ЛУКОИЛ-Ухтанефте переработка» 1933 5.7 2 % 64,3%

ООО «Афипский нефтеперерабатывающий завод» 1964 5,3 2 % 50,8%

ОАО «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» 1935 4.4 1,6% 64,3 %

ЗАО «Антипинский нефтеперерабатывающий завод» 2008 4.0 1,4% 50,8%

ЗАО «Краснодарский нефтеперерабатывающий завод-Краснодарэконефть» 1991 3,0 1,0 % 50,2%

ООО «Марийский нефтеперегонный завод» 1198 1,4 0,5 % 46,6%

ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов» 2009 1.3 0,5% 54,1%

Современный состав технологических процессов в процентах представлен в табл.2.

На долю нефтехимии приходится всего 8 %, тогда какв мире до 10% [8].

Загрузка российских НПЗ составляет 7580%, в то время как для мировой нефтепереработки из-за огромного спроса и высоких цен на нефтепродукты характерна загрузка, близкая к 100% [9].

Максимальный индекс российских НПЗ -около 8, минимальный - порядка 2. Связано это с невысокой глубиной переработки нефти, недостаточным уровнем качества нефтепродуктов и техни-

чески устаревшим оборудованием. Для сравнения в США индекс Нельсона составляет 10,58, странах Европы -7,18 (рис.4).

В России 13,6 % предприятий имеют только первичную переработку; в 24 % НПЗ, кроме первичной переработки, реализованы еще процессы риформинга. И только у 62 % предприятий в структуре предусмотрены процессы глубокой переработки. В 2009 г. доля процессов: каталитического крекинга составляла 6,7 % (в США 35,8%); алкилиро-вания и изомеризации - 1 % (в США 9%); мощности

по гидроочистке составляют 26% (в США в 2 раз больше).

й» \

JLmrw «и k4<>ibl iff" «.1 L ¡м I 1М Mi' | 11.7

L I «.] Mht^-rn-.IDl F n,s

1

|)JJ ptlHUAl

' v.:

р ил ими Mh|4 Hi Jftyl £ 11,1

США Р«(ИЯ ЕврОПЛ

- Структура производства нефтепродуктов

Таблица 2 - Современный состав технологических процессов, % (2008 год)[10]

Основные вторич- Запад- США Рос- Япо-

ные процессы ная Европа сия ния

Каталитический 15,8 35,8 6,7 19,8

крекинг

Гидрокрекинг 7,5 9,1 1,9 4,0

Термокрекинг+ висбрекинг 12,2 0,2 5,8

Коксование 2,5 16,2 2,0 2,3

Риформинг, всего 12,7 18,3 11,9 13,9

в т. ч. с непрерывной конфигурацией 4,1 6,1 1,1 1,1

Гидроочистка и гидрооблагоражи- 49,2 55,3 26,7 77,1

вание топлив, всего

в том числе: бензи- 9,5 10,3 0,3 2,2

нов

Дистиллятов 35,3 41,3 26,4 52,5

остатков тяжелого 4,4 3,7 22,4

газойля

Алкилирование 1,4 5,6 0,2 0,8

Изомеризация 2,7 3,0 0,8 0,3

Производство МТБЭ и других ВОК 0,3 0,5 0,1 0,06

Производство аро- 1,3 2,4 0,8 3,8

матики

Производство масел 1,0 1,1 1,4 0,9

Производство кокса 0,6 5,2 0,5 0,3

Производство би- 2,8 3,7 3,7 3,1

тума

Из 11 процессов глубокой переработки реализовано: 8 процессов на 4 предприятиях -Пермнефтеоргсинтез, Нижегороднефтеоргсинтез, Новоуфимский НПЗ, Рязанская НПК; 7 процессов на 3 преприятиях [8].

В 2014 году из 44 установок, введенных в эксплуатацию: 12 по гидроочистке дизельного топлива, 8 по каталитическому риформингу (Ангарская НХК, Ачинский НПЗ, Комсомольский НПЗ.Н-Куйбышевский НП, Куйбышевский НПЗ, Сызран-

ский НПЗ, Орскнефтеоргсинтез Газпромнефтехим Салават) и 8 по изомеризации. Введены так же 5 установок по гидроочистке бензина каталитического крекинга (Омский НПЗ, Московский НПЗ. Ярославский НПЗ, Уфимский НПЗ, Астраханский ГПЗ) и 1установка по получению МТБЭ на Ярослвском НПЗ, Новокуйбышевском НПЗ, Сызранском НПЗ, Уфанефтехим; 6 процессов на 2 предприятиях: Куйбышевский НПЗ, Ярославский НПЗ [12].

V4mii4i*jiim

Нот-у^икшиИ+и Пц MMtMfftivm tmironuAxr+nfirptw^eiiu ■"■(.NbumidlH-IH

Ар мл ни рфтн^ж t Г" 1П»1

ПЛЩЛН-И fAH1K}MHi4ii мш Смиялг

ип 1

АнглрскыяШЫ нуЛбымнпЛГ+Ш Иоанн НЛ1

Н Е HW OfJ ОДО i И Klfc ■

н 1ЧК mil и-ц Ишнеи ИЛИ

I 3.9

TJ

5.5

ti-i

Я

■ S-S Й 5* ЬА

Щ iJ ■ i-1 I S.l I s.l

Л IFIH ми ПIП [

Mri | k mil i игф 114 м н™ 4 Уллщ^те^чирл&ижл НП MnhHl'l НИ XjriTjpaHaWl It'll МчФЛ1МГП(И<|»1№ 1ЦП М ^nifliuif Hfl 1

ту#кннт<1 Ж11 НМ

МпнилЛ Wll A^Tf^tT'ttm'l i+ll

M II 1,1 ЗА J-l U

2.1 M

1.7 jj

14

n

LI 1.5 1.0

Рис. 4 - Индекс Нельсона Российских НПЗ [11]

Стремительными темпами идет развитие глубоких процессов переработки на Ярославском НПЗ. Из 8 процессов 6 введены в эксплуатацию в 2014 году (изомеризация, алкилирование, каталитический крекинг, гидроочистка бензина каталитического крекинга, гидроочистка дизельного топлива, а так же производство МТБЭ); 4 установки запущены на Куйбышевском НПЗ и по 3на Омском и Орском НПЗ.

Существенной проблемой нефтеперерабатывающей промышленности России является высокая степень износа основных фондов, составляющая до 80%, а также использование устаревших энергоемких и экономически несовершенных технологий. Крупные заводы России, в основном, имеют длительные сроки эксплуатации: количество предприятий, пущенных в эксплуатацию более 50 лет назад, более 75%. В результате данная отрасль характеризуется высоким уровнем энергопотребления. Удельный расход энергоресурсов на действующих российских заводах в 2-3 раза превышает зарубежные аналоги [13, 14].

Региональное распределение предприятий, обеспечивающих более 90 % первичной переработки нефти в России, характеризуется существенной неравномерностью как по территории страны, так и по объемам переработки [15, 16].

42 % всех российских нефтеперерабатывающих мощностей сосредоточено в Приволжском ФО. Самый современный завод в Нижнекамске «Танеко» компании «Татнефть» (мощность 7 млн. т/год).

16 % всего объема первичной переработки нефти в Центральном ФО. На ВИНК и приходится 75 % объема, а на Московский НПЗ - 25 %.

14,9 % нефти в стране (без учета МНПЗ) перерабатывается в Сибирском ФО "Группа Газпром" контролирует крупнейший и высокотехнологичный завод на территории России - Омский НПЗ (17 место в мире). "Роснефть" владеет крупными заводами в Красноярском крае (Ачинский НПЗ) и Иркутской области (Ангарская НХК).

10 % общероссийского показателя приходится на Северо-Западный ФО, где расположено второе крупнейшее нефтеперерабатывающее предприятие "Киришинефтеоргсинтез".

10 % мощностей - в Южном ФО, при этом почти половину объема переработки (46,3 %) обеспечивают предприятия «ЛУКОЙЛ».

4,5 % российской нефти перерабатывается в Дальневосточном ФО. Здесь расположены два крупных завода — Комсомольский НПЗ, контролируемый "Роснефтью", и " Хабаровский НПЗ".

Российские НПЗ имеют очень четкую ориентацию на внутренний рынок. Для того чтобы ориентироваться на внешний рынок большинство НПЗ, за исключением Киришинефтеоргсинтеза и Туап-синского НПЗ, имеют слишком большое транспортное плечо. Они расположены в глубине территории, и длина транспортировки на экспорт составляет не менее 2,5-3 тыс. км. Именно это и препятствует расширению экспорта нефтепродуктов и дает низкую рентабельность. Так, если в Центральной Рос-сиизатраты на перевозку составляют около $30 с тонны, то у Орского, Ачинского и Ангарского -$60-90 с тонны [17].

В рамках стратегии развития нефтеперерабатывающей отрасли предусмотрено увеличение глубины переработки нефти до 85% с улучшением качества нефтепродуктов [18].

Программой развития заложен опережающий рост по производству и потреблению дизельного топлива с увеличением реализации на внутреннем рынке до 45 млн. т/год. Производство топочного мазута должно стабилизироваться на уровне 1314 млн. т/год. К 2020 г. планируется, что качество 80% выпускаемого бензина и 92% дизельного топлива будут соответствовать ЕВРО 5 [19].

Уже в 2015 году планируется ввести 39 установок: 11 по гидроочистке дизельного топлива, 6 установок по изомеризации и 6по гидрокрекингу. Наиболее активно мощности по глубокой переработке будут наращивать Туапсинский и Куйбышев-

ский НПЗ (по 4 проекта), а так же Нижегороднефте-

оргсинтез, КИНЕФ, Ангарская НХК (по 3 проекта).

Литература

I.Брагинский О. Б. Нефтегазовый комплекс мира / О. Б. Брагинский // М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. - 2006. - 640

2.Официальный сайт мин энерго: minenergo.gov.ru

3.Мировые итоги: нефть 2014/ О.Виноградова, //Нефтегазовая вертикаль -2015, '№ 3

4. Новости компаний // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 1. - С. 9.

5. Левинбук М. И. О некоторых проблемах модернизации современных комплексов нефтепереработки/Мир нефтепродуктов. //Вестник нефтяных компаний — 2010. — № 8.

6. Проблемы и пути развития глубокой переработкинефти в России / / Бурение и нефть май 2011.

7. Левинбук М. И., Максимов И.И., Российская нефтепереработка в ожидании перемен.// TheCemicalJornal //- 2011, № 8, - стр. 30-34

8.НовакА.В. Итоги работы ТЭЕК в России в 2014 году. Официальный сайт мин энерго: minenergo.gov.ru

9.Современное состояние нефтеперерабатывающей промышленности России/ А.Г.Коржубаев, А.Соколова, А.С.Ивашин// Экономика и управление

10. А. В. Бородачева, М. И. Левинбук / Тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленностии экономические особенности нефтепереработки в России. / (Ж. Рос.хим. об-ва им. Д.И. Менделеева), 2008, т. LII, - № 6. -С. 37-40.

II. Нефтепереработка и нефтехимия в России и странах СНГ. / Канделаки Т. // XV ежегодный круглый стол. ИНФО-ТЭК КОНСАЛТ. - Женева -2011..

12. Основные направления повышения производства топлива из углеводородного сырья/ О.Ю. Полетаева .//Нефтепереработка и нефтехимия - 2015, -№2, С. 5-10.

13. Алекперов Т. А. Анализ деятельности нефтедобывающего комплекса ТЭК России в 2006 г.: проблемы и перспективы / Т. А. Алекперов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 4. - С. 114-117.

14. О "революционной ситуации" в российской нефтепереработке /Шмат В.В.// www.econom.nsc.ru/eco/arhiv/ReadStatiy/2008_02/Shmath tm

15. Резервы нефтегазодобывающей промышленности России. / А.П. Шиловский // Нефтяное хозяйство. -20015. - № 4. C. 48-50

16. Мастепанов A. M. Энергетическая стратегия России и перспективы развития нефтегазового комплекса страны / A. M. Мастепанов // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 5. - С. 20-25.

17. Григорьев М. Н. Закономерности динамики ресурсной базы нефтедобычи России / М. Н. Григорьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 2. - С. 32-35.

18. Байков Н. М. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса в мире на период до 2030 г. / Н. М. Байков // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 11. -С. 134-137.

19. Перспективы модернизации downstream России в условиях секторальных санкций и изменений в энергобалансе США /Левинбук М. И. и др.//Oil&GasJournal? -2015, -№3.

© Н. Ю. Башкирцев;! - д.т.н., проф., зав. кафедрой химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, bashkircevan@bk.ru.

© N. Y. Bashkirtseva, Professor, Dean of the Faculty of petroleum and petrochemicals Head. Department of Chemical Technology of Petroleum and Gas processing KNRTU, bashkircevan@bk.ru.