Углеводороды | перспективы развития мини нпз в россии

перспективы развития мини нпз в россии

В данном пункте предполагается рассмотреть инерционный ход развития нефтеперерабатывающей отрасли в соответствии с планами модернизации нефтеперерабатывающих предприятий, а также альтернативный вариант развития нефтеперерабатывающей отрасли. Указать сторонников и противников модернизации, привести основные аргументы “за” и “против” модернизации отрасли.

Основным толчком к проведению модернизации российских НПЗ стало принятие нового технического регламента ” О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту” в 2012 году, в соответствии с которым на территории РФ должны быть введены европейские стандарты на выпуск моторных топлив. Каждая нефтяная компания для себя определяет глубину переработки, выход светлых, однако должны быть соблюдены экологические требования к классу выпускаемых моторных топлив.

В соответствии с планами модернизации в российскую нефтепереработку планируется вложить 1, 525 трлн. руб. (см. приложение 2). Прирост мощностей вторичной переработки составит 258 млн. т/год.

На рисунке 1.5 представлен выход основных нефтепродуктов на нефть к 2020 году.

Рисунок 1.5 – Выход на нефть основных нефтепродуктов в РФ к 2020 году

В случае реализации программ модернизации к 2020 году выход светлых нефтепродуктов вырастет с 55 до 72%, а глубина переработки – с 72 до 85%. При этом выход дизельного топлива возрастет сильно – с 27,8 до 38,1%, тогда как бензина – с 14,3 всего до 19,0. В результате изменения выхода и увеличения объема переработки произойдет двукратное снижение выпуска мазута, увеличение выпуска бензина на 50%, а дизельного топлива — на 57%. А. Горбунов. За нее больше не стыдно // “Эксперт”. – 2013. – № 20 (851).

Как показано на рисунке 1.5 значение индекса Нельсона в среднем по России вырастет до 7,5 (в прогнозе не отражено изменение индекса Нельсона для НПЗ мощностью менее 6 млн. т/год, так как перспективы их дальнейшего развития достаточно не определенны).

Рисунок 1.5 – Российские НПЗ в 2020 году

Увеличение показателя индекса Нельсона будет обеспечено в основном за счет прироста мощностей углубляющих процессов: каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Рисунок 1.6 – Прогноз прироста мощностей вторичной переработки нефти на НПЗ РФ (в % от мощности первичной переработки)

Согласно прогнозу ИГ “Петромаркет” прирост мощностей каталитического крекинга к 2020 году составит 3%, гидрокрекинга – 12,5%. Доля висбрекинга, незначительно влияющего на глубину переработки, возрастет незначительно – на 1,8%, причем после 2015 года рост мощностей “крекинга для бедных” прекратится вовсе. Также можно отметить, что ввод крупных установок каталитического крекинга и гидрокрекинга, направленного на повышение выхода качественных дизельных и бензиновых фракций, начнется с 2015 года.

В настоящее время компании заняты реализацией проектов, направленных в основном на облагораживание дистиллятных топлив. В 2013 году на долю гидроочистки средних дистиллятов приходилось 66% мощностей облагораживающих процессов – 78849 млн. т в год, на долю каталитического риформинга – 24%, изомеризации – 6%, гидроочистки нафты – 3%, алкилирования – 1%. К 2020 году прогнозируется увеличение мощностей всех облагораживающих процессов в среднем в 2 раза, однако структура распределения мощностей установок существенно не изменится.

Рисунок 1.7 – Мощности установок облагораживающих процессов на НПЗ РФ к 2020 году

Итак, согласно планам модернизации российских НПЗ, в нефтепереработку планируется вложить более 1,5 трлн. руб. Естественно, инвестиции напрямую связаны с рисками, прежде всего, ценовыми. Выпуск более качественной продукции, соответствующей европейским стандарта, требует значительных вложений. Как следствие, повышение цен на качественные моторные топлива является неизбежным фактом. Розничные цена на нефтепродукты складываются из затрат, налогов и прибыли. Для того, чтобы избежать роста цен государству или компаниям необходимо поступиться своими интересами. Однако сокращения налогов на реализацию топлив не предвидится, наоборот, с каждым годом акцизы на моторные топлива увеличиваются. С 2011 года акциз на автомобильный бензин класса “Евро-3” увеличился на 5053 руб./т, на дизельное топливо того же класса – на 3961 руб./т. Уменьшение прибыли уменьшает инвестиционную привлекательность проектов модернизации. Нефтеперерабатывающая отрасль итак считается капиталоемкой. Средний срок окупаемости проектов модернизации составляет от 7 до 10 лет. Алекперов В.Ю. О ценах на нефть, бензин и сланцевой революции // “Российская газета”. 2012. № 5954 (281) В итоге получается, что компании не могут инвестировать средства в модернизацию нефтепереработки, не поступаясь своими интересами. Шмат В.В. О «революционной ситуации» в российской нефтепереработке // Всероссийский экономический журнал “ЭКО”. 2008. № 2. С. 23-44.

Что же касается рисков модернизации для отдельных компаний, то для ВИНКов, имеющих большие сети заправок, как, например, ЛУКОЙЛ или Газпром нефть, проекты модернизации являются более выгодными. К тому же, на заправках ЛУКОЙЛа уже с июня 2012 года можно приобрести топливо класса “Евро-5”.

Кроме этого некоторые независимые НПЗ самостоятельно, не дожидаясь постановлений правительства и ввода техрегламентов, переходят на производство бензинов стандарта “Евро-3” и “Евро-4”. Это “Ярославнефтеоргсинтез”, Рязанская НПК, Московский, Куйбышевский

и Новокуйбышевский НПЗ. Кампания “Запрет на производство топлива ниже экологического стандарта “Евро-3” // Российский проф. портал о лоббизме и GR. 2012

Таким образом, на уровне крупного бизнеса сторонниками перехода на европейские стандарты качества моторных топлив является НК “ЛУКОЙЛ”, Башнефть, Газпром нефть. Нам уровне профессиональных союзов можно выделить российский союз промышленников и предпринимателей (РСПП). Еще в июне 2007 года РСПП выпустил Пояснительную записку к совместному совещанию Комитетов РСПП по энергетической политике (Алекперов В.Ю.) и по техническому регулированию, стандартизации и оценке соответствия (Пумпянский Д.А.) на тему: «О комплексе мер по увеличению производства в России высококачественной продукции нефтепереработки в связи с принятием технического регламента. В записке переход на европейские стандарты моторного топлива называется «одной из наиболее актуальных задач современной России». На региональном уровне можно выделить Московские технические стандарты, содержащие требования к бензинам, дизельному топливу и смазочным веществам, которые реализуются на территории города.

Среди противников введения новых стандартов качества к выпускаемым моторным топливам, прежде всего стоит выделить Министерство обороны и Министерство сельского хозяйства. Парк Министерства обороны – это военная техника советского образца, которая предназначена для потребления самых дешевых сортов автомобильного топлива, и им нет резона переплачивать за дорогой качественный бензин. То же можно сказать и о сельскохозяйственной технике. К числу противников можно отнести и государственные нефтяные компании. Все НПЗ, находящиеся в собственности госкомпаний, требуют значительных вложений. Таким образом, государственную компанию “Роснефть” можно отнести к противникам введения нового технического регламента. Там же.

Результатом модернизации станет не только повышение качества моторных топлив, но и уменьшение выхода мазута. Однако в нашей стране потребление этого остаточного продукта переработки до сих пор является значительным. Примерно 35 млн. т мазута в год потребляется в электроэнергетике, жилищно-коммунальном хозяйстве и в промышленности. В. Шмат приводит пример Хабаровского края, где по просьбе администрации компании “Альянс” пришлось отказаться от увеличения глубины нефтепереработки до 95%, поскольку топочный мазут используется для нужд ЖКХ.

Еще одним фактором риска может стать топливный кризис. Перед компаниями стоит задача не только повышения качества продукции, но и углубления переработки.

Как уже было отмечено ранее, экономическая необоснованность проектов модернизации состоит в продолжительном сроке окупаемости. Также нецелесообразность ускоренного перехода на новые стандарты качества моторных топлив можно рассматривать и с природоохранной точки зрения. Еще В. Шматом был подсчитан природоохранный эффект от введения стандарта “Евро-3” на примере дизельного топлива. Если учесть рост объемов потребления дизтоплива – в 2013 году было на внутреннем рынке было потреблено 41,1 млн. т, то выбросы диоксида серы составили бы 164,4 тыс. т. После введения стандарта “Евро-3” удалось сократить выбросы до 28,3 тыс. т, то есть примерно в 6 раз. Согласно данным Росстата, в 2013 году объемы выбросов двуокиси серы составили 4904 тыс. т Основными источниками загрязнения являются электростанции, котельные, металлургические предприятия. Таким образом, сокращения выбросов в результате введения стандарта “Евро-3” в 2013 году составили всего 2,8%. При этом в нефтепереработку к 2013 году уже было вложено более 220 млрд. руб.

При введении европейских стандартов качества продукции не учитываются особенности нашей страны, например, объемы потребления топлива, выбросы вредных веществ по отраслям экономики, площадь территории и плотность населения. Именно по этим показателям Россия значительно отличается от европейских стран. Таким образом, европейские стандарты на территории России вводить просто нецелесообразно. На рисунке 1.8 показана сравнительная характеристика актуальности потребления дизельного топлива стандарта “Евро-5”. Очевидно, что при объеме потребления дизтоплива европейскими странами в 255 млн. т разница в объемах выбросов вредных веществ при потреблении низкосернистого и высокосернистого топлив будет существенной – 0,8 млн. т диоксида серы. В России эта разница составляет 0,1 млн. т.

Рисунок 1.8 – Природоохранный эффект от потребления низкосернистого дизтоплива в России и ЕС

Введение стандартов качества моторных топлив в России является актуальным для больших городов, где высока плотность населения и высокие объемы вредных выбросов могут нанести вред здоровью людей. Однако во многих случаях нужно учитывать не только собственные выбросы, но и трансграничное загрязнение. Шмат В.В. О «революционной ситуации» в российской нефтепереработке // Всероссийский экономический журнал “ЭКО”. 2008. № 2. С. 23-44.

С точки зрения расстановки приоритетов в модернизации российской нефтепереработки стоит обратить внимание на опыт Китая. В развитии нефтепереработки этой страны был сделал упор на увеличение глубины. Отношение мощностей углубляющих процессов к мощностям первичной переработки составляет 0,48, в России – 0,27. Содержание серы в дизельном топливе допускается на уровне 0,5%. Основной упор в улучшении экологической обстановки делается на уменьшение выбросов не автотранспорта, а энергетических предприятий. Таким образом, развитие отрасли в Китае как бы “разнесено во времени”. Для России данный опыт является показательным, ввиду правильной оценки угроз как топливного кризиса, так и невероятно высоких издержек модернизации.

Подводя итог, остановимся на основных выводах данной главы. К 2020 году глубина переработки нефти увеличится с 71% до 85%, индекс Нельсона – с 5,08 до 7,5, выход светлых нефтепродуктов вырастет с 55 до 72%. При этом выход дизельного топлива возрастет сильно – с 27,8 до 38,1%, тогда как бензина – с 14,3 всего до 19,0. В результате изменения выхода и увеличения объема переработки произойдет двукратное снижение выпуска мазута. В результате структура производства нефтепродуктов будет иметь максимальное сходство с европейской. Доля мощностей по облагораживанию дистиллятных топлив составит 64%. Среди углубляющих процессов наибольший прирост мощностей придется на гидрокрекинг – 15,6%.

В итоге в нефтепереработку планируется вложить 1, 525 трлн. руб. Прирост мощностей вторичной переработки составит 258 млн. т/год. Инвестиции в переработку сопряжены с различного рода рисками, прежде всего, ценовыми. Сроки окупаемости проектов по модернизации НПЗ выше 10 лет.

Сторонниками введения европейских стандартов качества производимых моторных топлив на уровне крупного бизнеса являются нефтяные компании ЛУКОЙЛ, Газпром нефть, а противником государственная компания Роснефть. На уровне министерств противниками введения стандартов качества топлив является Министерство обороны и Министерство сельского хозяйства.

Немаловажную роль при принятии решений о модернизации НПЗ играет “отсталая” структура потребления нефтепродуктов.

Также в данной главе удалось рассмотреть необоснованность форсирования развития нефтепереработки с экологической точки зрения. Сокращения выбросов в результате введения стандарта “Евро-3” в 2013 году составили всего 2,8%. Был рассмотрен опыт Китая в плане правильной расстановки приоритетов в ходе модернизации нефтеперерабатывающей отрасли.

Несмотря на общий спад производства в стране за последние 10 лет, нефтегазовый сектор экономики Российской Федерации продолжал развиваться, особенно в ОАО “НК Лукойл”, ОАО “НК ЮКОС” и ОАО “Тюменская нефтяная компания” (ТНК).

Например, в ОАО “НК ЮКОС” за этот период введены в эксплуатацию установки ЭЛОУ – АВТ – 6 млн. на Сызранском НПЗ, ЭЛОУ – АВТ – 3,5 млн. на Куйбышевском НПЗ и высокопроизводительная установка селективной очистки масел новым экологически чистым растворителем N-метилпирролидоном (УСОМ) на Новокуйбышевском НПЗ.

В ближайшей перспективе (до 2010 года) рынок нефтепродуктов в РФ подвергнется значительным структурным изменениям при слабом росте их производства. Основная тенденция – увеличение выпуска углеводородных топлив европейских стандартов качества: высокооктановых бензинов, авиакеросинов и низкосернистого дизельного топлива.

По НПЗ Самарской группы в период до 2007 года запланированы следующие изменения (таблица 3, 4).

Таблица 3 – Инвестиционные проекты НПЗ самарской группы ОАО “НК ЮКОС”

Таблица 4 – Нефтепереработка на НПЗ Самарской группы ОАО “НК ЮКОС”

К 2010 году годовой объём переработки нефти на НПЗ, входящих в ОАО “НК ЮКОС”, составит около 28 млн. т. при выработке нефтепродуктов 26 млн. т.

Стратегическим направлением развития НПЗ в России является развитие и наращивание производства экологически чистых нефтепродуктов. В Европе и Америке последовательно проводится работа по снижению в автомобильных бензинах и дизельных топливах содержания серы. Например, перспективные нормативы (к 2005 году) США, Германии и Швеции предусматривается содержание серы в дизтопливе на уровне 5-40, 10 и 5-10 ppm. соответственно. Для этого одним из ключевых условий становится чистота водорода в процессе гидроочистки. В автомобильных бензинах ограничивается содержание ароматических углеводородов (всех аренов не более 20-30%, бензола не более 1%), низкокипящих и высококипящих углеводородов, обязательным стало наличие моющих присадок. В дизтопливах возрастает требование к цетановому числу (?51). На ряде НПЗ Европы и США появилась новая тенденция: заменить в высокооктановом бензине кислородсодержащие компоненты (например МТБЭ, ЭТБЭ) на изопентаны и изогексаны.

Очевидно, “настраивание” производства на выпуск топлив с новыми качественными характеристиками потребует реализации на НПЗ современных технических и технологических решений.

По данным ЦЗЛ Новокуйбышевского НПЗ суммарное содержание ароматических углеводородов в стабильном катализате установки 35-11/300, 35-6 и 35-8 в первом квартале 2001 года составил в среднем 50-57%, в т.ч. бензола – 2-3,5% и содержание серы в дизельном топливе после гидроочистки – 100-150 ppm., то есть значительно больше требований евростандартов.

Очевидно, что для решения проблемы качества топлив нужны будут огромные инвестиции на создание комплекса технологического оборудования по производству экологически чистых бензинов и дизтоплив (включая новые установки гидрообессеривания, новые катализаторы, установки алкилирования и изомеризации и т.д.).

Отечественными и зарубежными нефтяными компаниями сегодня уже разработаны ряд технологических процессов, позволяющих получать чистые дизельные топлива и бензины.

Чрезвычайно важной для российской нефтепереработки и нефтехимии является оптимизация действующих производств и совершенствование управления. К числу главных направлений развития переработки нефти в РФ относятся, с одной стороны, сокращение производства мазута при одновременном наращивании выпуска высококачественных битумов и масел, а с другой – увеличение выпуска экологически чистых низкосернистых автобензина, авиакеросина и дизтоплива. Перспективные планы НПЗ нацелены на производство моторных топлив с содержанием серы менее 10 ppm., масел и битумов с улучшенными эксплуатационными свойствами. По существу речь идёт об изменении структуры производства основных нефтепродуктов и налаживании производства химически чистых (по содержанию серы) моторных углеводородных топлив.

При этом становится всё более важным не только получить высококачественные нефтепродукты, но и доставить их до потребителя.

Приведены данные о состоянии нефтеперерабатывающей промышленности Российской Федерации в сравнении с показателями нефтепереработки развитых стран и общемировым уровнем. Представлена оценка перспектив развития отрасли и основные направления. Рассмотрена характеристика процессов углубленной переработки нефти, как каталитических, так и термических, и облагораживания улучшения качества светлых и темных нефтепродуктов , сырья для нефтехимических производств.

ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В РОССИИ

Ключевые слова: нефтепереработка, нефтеперерабатывающий завод, глубина переработки нефти, углубляющие процессы, светлые нефтепродукты, нефтехимия, катализаторы, присадки, темные нефтепродукты, технологические установки,

Приведены данные о состоянии нефтеперерабатывающей промышленности Российской Федерации в сравнении с показателями нефтепереработки развитых стран и общемировым уровнем. Представлена оценка перспектив развития отрасли и основные направления. Рассмотрена характеристика процессов углубленной переработки нефти, как каталитических, так и термических, и облагораживания — улучшения качества светлых и темных нефтепродуктов, сырья для нефтехимических производств.

Keywords: oil refining, petroleum refinery, oil processing depth, improving processes, light oil products, petrochemicals, catalysts,

additives, petroleum products, process unit, the index of Nelson.

The data on the state of the refining industry of the Russian Federation presented in comparison with refining indicators of the advanced countries and the global level. Assessment of the industry prospects and main development directions presented. We considered characteristic of deep oil refining processes, such as a catalytic, thermal and refining enriching — improvement of the quality of light and dark oil products, raw materials for petrochemical industries.

Нефтеперерабатывающая промышленность (Н1III) — замыкающее звено нефтяной отрасли и от его состояния зависят показатели всей отрасли, экономика и стратегическая безопасность страны.

Современная НПП России в настоящее время характеризуется:

— высокой степенью износа основных фондов большинства технологических установок, являющейся самой высокой в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК) России, составляет около 80 %;

— недостаточной глубиной переработки 73,5 % против 89-94 % в развитых странах (среднемировой уровень – 90 %) [1, 2];

— отставанием в эксплуатационных и экологических требованиях к моторным топливам;

— недостаточной выработкой нефтехимического сырья и как следствие высокое энергопотребление.

В Российской Федерации (РФ) 35 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) мощностью более 1 млн.т/год, в том числе 5 крупных, мощностью более 15 млн.т/год) и 3 газоперерабатывающих завода (ГПЗ) -Астраханский, Сургутский, Новатэк-Усть-Луга.

В собственности вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) находятся 25 НПЗ и 2 ГПЗ, и более 230 мини-НПЗ.

Исходя из особенностей топливно-энергетического баланса страны структура мощностей переработки нефти формировалась без достаточного развития процессов, углубляющих переработку нефти и улучшающих качество продукции.

Объем переработки в 2015 году составил 290 млн.т/год – это третье место в мире после США и Китая [3]. В 2015 году произведено:

– около 5,2 млн.тонн авиабензина, авиакеросина, масла.

Порядка 50 % ДТ и 80 % мазута идет на экспорт по цене, ниже цены на нефть. Причем мазут составляет 40 % от суммарного экспорта нефтепродуктов. Выход светлых нефтепродуктов составил 52,3 %.

Средняя загрузка НПЗ составляет 92,6 % ( в мире – 82 %), при этом в ПАО «ЛУКОЙЛ» – 99,2 %, а у ПАО «ТАТНЕФТЬ» – 94,7 % [4].

нефтепереработки – низкая глубина переработки. Лучшие результаты по этому показателю у АО «Газпромнефть-Омский НПЗ» – 93,2 %, «Башнефть-Уфанефтехим» – 92 %, ОАО «ТАИФ-НК» – 73,6 %, с пуском комплекса глубокой переработки тяжёлых остатков будет более 95 % [5].

За последние более чем 30 лет не построено ни одного крупного НПЗ, только в 2005 году – АО «ТАНЕКО».

Однако в настоящее время следует отметить положительную динамику в развитии отрасли -только в 2015 году построено 11 новых установок вторичной переработки нефти, многие реконструированы.

В 2016 году ожидается ввод 12 установок вторичной переработки, что позволяет завершить переход на обращение автомобильного бензина и дизельного топлива экологического класса 5 на внутреннем рынке [4, 5].

К 2020 году уменьшится объем производства «темных» нефтепродуктов, в том числе в 2,8 раза производство топочного мазута, за счет увеличения глубины переработки нефти до 85 %.

Мощность (в тыс.тон/год) введенных в период с 2011 по 2015 год новых установок составила:

Из 27 крупных НПЗ 18 имеют углубляющие процессы (10 лет назад их было 11). Каталитический крекинг есть на 13 заводах (8 – современного

уровня), на 5 – гидрокрекинг, на 5 – коксование (К), на 9 – висбрекинг (В).

В сумме деструктивные процессы по мощности составляют 23,2 % от первичной переработки (КК, ГК, термический крекинг (ТК), В, К), облагораживающие – 45 % (КР, ГО, изомеризация (И)) (см таблицу 1) [5, 6].

Таблица 1 – Динамика мощностей в 2015 году

Гидроочистка дизельного топлива 79,2 +12,3 %

Гидроочистка бензина КК 5,0 раньше не было

Однако при этом уровень российских НПЗ к 2017 году будет соответствовать показателям западноевропейских стран примерно 2006 года (см таблицу 2) [7, 8].

Таблица 2 – Состав и мощности основных технологических установок

переработкой вакуумного газойля доводят этот показатель до 75-80 % и только переработкой гудрона и тяжелых остатков можно перейти рубеж 85-90 % (см таблицу 3).

Таблица 3 – Динамика производства нефтепродуктов

До 2020 года объем инвестиций в НПП составит

48 млрд.долларов, глубина переработки должна достигнуть 85 %, при этом качество 80 % бензина и 92 % ДТ будет соответствовать Евро-5. Нефтяные компании планируют строительство 57 новых установок (гидроочистка (ГО), каталитический крекинг (КК), изомеризация (И), алкилирование (А)), улучшающих качество и 30 установок для углубления, а также планируется реконструкция нескольких установок [8, 9].

На современных НПЗ большинства развитых стран мощность вторичных процессов значительно превышает мощности первичной переработки, например в США – 330 %, в том числе доля деструктивных процессов – 113 %.

Сложность НПЗ оценивается индексом Нельсона (см таблицу 4) [4].

Основными процессами, увеличивающими глубину переработки нефти, являются каталитический крекинг, гидрокрекинг и коксование.

В развитии процессов, углубляющих переработку нефти, Россия отстает от среднемирового и европейского уровня в 2 раза, от уровня США – более чем в 3 раза, а в развитии важнейших их этих процессов, каталитического крекинга и гидрокрекинга, в 4-7 раз. Вследствие этого в России ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как выработка мазута

составляет около 30 % от объема перерабатываемой нефти (в США

Для достижения к 2020 году глубины переработки нефти до 85 % необходимо построить 8 установок КК с предварительно ГО исходного вакуумного газойля общей мощностью 11 млн. тонн/год, 16 установок ГК вакуумного газойля мощностью около 11 млн.тонн/год, 6 установок гидрокрекинга остатков, 10 установок коксования (2 флексикокинг), 3 установки гидроконверсии остатков на нанокатализаторах.

Основным процессом углубления на ближайшие годы будет каталитический крекинг. Для загрузки этого процесса потребуется вовлечение все более тяжелого сырья, вплоть до мазутов и гудронов (после соответствующей их подготовки деасфальтизацией), а также газойлей вторичного происхождения [10].

Наряду с КК достаточно широкое использование в мировой практике находит гидрокрекинг, обеспечивающий более высокие выходы моторных топлив (особенно ДТ), а сочетание КК с ГК позволяет создавать оптимальные схемы переработки с максимальным выходом и требуемым ассортиментом моторных топлив с заданным соотношением бензин : керосин : ДТ [11].

Будут наращиваться мощности и по термически процессам (висбрекинг и коксование), на которые приходится значительная доля и за рубежом

Самый надежный и низко инвестиционный из всех процессов глубокой переработки – процесс замедленного коксования (УЗК). В США УЗК составляют более 65 % мировых мощностей, доля этих установок относительно первичной переработки нефти в 5 раз больше, чем в странах СНГ ив 10 раз больше, чем в России, что естественно отражается на уровне глубины переработки нефти [11].

Основная задача коксования на большинстве заводов США – обеспечение максимального выхода светлых фракций, при одновременном получении топливного кокса, однако в значительных количествах получают и электродный кокс.

Следует отметить, что на НПЗ США мощности УЗК сбалансированы с мощностями каталитического крекинга и гидрокрекинга, что позволяет перерабатывать не только прямогонные газойли, но и газойли коксования, обеспечивая высокий выход моторных топлив.

Таким образом, процесс коксования при налаженном сбыте нефтяного кокса и сбалансированности мощности с процессами каталитического и гидрокрекинга обеспечивает практически безостаточную переработку нефти.

Нефтяные компании России начинают обращать серьезное внимание на строительство новых и модернизацию действующих УЗК тем более, что дефицит в малосернистом коксе для производства алюминия превышает1 млн.тонн/год. К тому же, в России не производят нефтяной кокс с содержанием серы менее 1 % для производства электродной

продукции. Электродные заводы вынуждены покупать кокс у зарубежных поставщиков.

В России ввод новых и увеличение мощности действующих установок замедленного коксования производится только на тех НПЗ, которые имеют в своем составе процессы каталитического крекинга или гидрокрекинга (АО «Газпромнефть-Омский НПЗ», АО «Ангарская нефтехимическая компания», АО «Новокуйбышевский НПЗ», ОАО «НовоУфимский НПЗ», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез», ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка», АО «ТАНЕКО»).

Наращивание мощностей по КК и К приведет к увеличению ресурсов низших олефинов, которые будут вовлекаться в переработку с целью получения изопарафиновых углеводородов путем

алкилирования и кислородсодержащих соединений, в основном, путем этерификации.

Получение высокосортных и экологически чистых бензинов практически невозможно обеспечить без увеличения производства изопарафиновых углеводородов и

В 2017 году должна быть решена задача производства и использования отечественных высококачественных катализаторов [14].

Новейшие катализаторы, отвечающие самым жестким современным требованиям были созданы на АО «Газпромнефть-Омский НПЗ», который интергрирован с Институтом катализа СО РАН.

Уже сейчас используется катализатор крекинга «Люкс» (выход бензина 56 %, ОЧ – 82 (по ММ)) и его модификация «КБ-99», обеспечивающая выход бензина – 60 %. Эти катализаторы представляют собой наноструктурированные композиты. Этим же институтом был разработан катализатор глубокой гидроочистки дизельного топлива.

Стоимость катализаторов в мире оценивается порядка 15-20 млрд.долларов США.

Основные приемы совершенствования катализаторов крекинга тяжелого сырья -нанотехнологии. Типичный катализатор – это сложнейший наноструктурированный композит, включающий в качестве принципиально важного компонента нанокристаллы ультрастабильного макропористого цеолита с оптимизированным соотношением числа сильных протонных и мягких апротонных кислотных центров. Оптимизируется и пористая структура матрицы таких катализаторов. В матрицу вводят также «ловушки» для присутствующих в сырье ионов №, V, компоненты, фиксирующие S, способствующие более глубокому выжигу кокса, окислению СО в СО2 в газах регенерации.

В требованиях к качеству топлив также произошли существенные изменения

В 1996 году в США был принят закон о «чистом воздухе» и были определены требования на «реформулированный» бензин, в котором лимитируется содержание (в %):

Для отдельных штатов дополнительно ограниченно содержание серы – не выше (3-4)*103 % и олефинов 4-6 %.

Переход на новые сорта бензина в США потребовал дополнительных затрат (

В Западной Европе уже более 90 % потребляемого бензина соответствует требованиям

50 % бензинового фонда риформинга, в котором составляет более 50 %. получать бензины, соответствующие евростандартам необходимо развивать такие процессы, где получаются высокооктановые, но неароматические компоненты (КК, А, И, олигомеризация (О)) (табл. 5) [15, 16].

Таблица 5 – Компонентный состав бензинов

США. В России около приходится на бензин содержание ароматики Поэтому, чтобы

В Европе наиболее удачный компонентный состав бензинов имеют НПЗ Германии:

В некоторых бензинах отечественного производства содержание ароматики доходит до 4550 %, бензола – до 5 % и более, и мала доля компонентов изостроения. Однако крупные НПЗ уже выпускают бензины только класса 5 (Евро-5) -ПАО «ЛУКОЙЛ», АО «Газпромнефть-Омский НПЗ», ОАО «ТАИФ-НК».

К 2020 году качество бензинов, выпускаемых отечественными НПЗ на 80 % должно соответствовать Евро-5.

После отказа от применения алкилсвинцовых антидетонаторов в качестве антидетонационных добавок используются различные оксигенаты (в основном метилтретбутиловый эфир (МТБЭ)), амины, карбонилы марганца и железа [17].

Доля бензинов, содержащих оксигенаты, в России незначительна главным образом из-за их высокой стоимости. Наибольшее применение среди октанповышающих добавок нашел МТБЭ (ОЧ = 118). Но он практически не разлагается при попадании в почву, легко растворяется и может попасть в грунтовую и питьевую воду, нанося ущерб здоровью людей. Также выявлена его канцерогенность, поэтому в США с 2010 года запрещено его использование. установки по его производству переориентированы на получение

более тяжелых и менее растворимых эфиров, например метилтретамиловый эфир (МТАЭ) и этилтретамиловый эфир (ЭТАЭ).

Альтернативой эфирам являются спирты -метанол и этанол, особенно этанол, так как его, в основном, получают из возобновляемых источников сырья (биомасса, древесина, водоросли) и он не оказывает вредного влияния на окружающую среду и человека. Он находит в мире все большее применение и Россия является едва ли не единственным исключением [18].

Биоэтанол применяется в качестве добавки к бензинам в количестве от 5 до 10 %. Возможна даже более высокая концентрация этанола – до 85 %, однако тогда автомобиль должен быть снабжен специальным модифицированным двигателем. Следует отметить, что «чистый» этанол, крепостью 95 % и более в качестве моторного топлива используется в небольших объемах [19].

Этанол является высокоэффективным топливом с ОЧ = 113 (по ИМ), он биоразлагаем, не загрязняет водные системы. Добавка 10 % этанола в бензин снижает токсичность выхлопа на 30 %, увеличивает ОЧ на 3 пункта, способствует очистке топливной системы и двигателя, предупреждает замерзание воды в топливной системе зимой.

Однако топлива, содержащие этанол, отличаются фазовой неустойчивостью,

коррозионной активностью, меньшей теплотворной способностью, что приводит к увеличению расхода топлива, и повышенной летучестью, по сравнению с бензином, хотя при содержании этанола в топливе до 10 % наиболее существенна только фазовая нестабильность (расслоение, особенно при попадании воды).

Мощности по производству этанола, который может быть использован в России в составе топлив

1 % от объема производства бензина (также ценовая политика – его цена такая же, как для производства алкогольной продукции).

Кроме этанола в составе топливных композиций иногда используют метанол, но это связано с рядом существенных проблем.

Бензины, содержащие 5-10 % этанола называются «газохолами».

Премиум БН-95 Супер БН-98 АИ-95 (10) АИ-95 (5)

К 2020 году 92 % ДТ будет соответствовать Евро-5.

Основой проблемой для ДТ является не соответствие наших ГОСТ стандарту Е^590 по важнейшему параметру – цетановому числу – оно должно составлять не менее 45 единиц, а в Европе -не менее 51. При низких значениях этого показателя происходит ухудшение пусковых свойств двигателя, повышается жесткость его работы, увеличивается токсичность отработанных газов, а также снижается эффективность сгорания топлива и соответственно растет его расход.

По воспламеняемости и содержанию ароматики ДТ соответствует нормам ЕС. Однако содержание серы по нормам ЕС не должно превышать 0,005 % (50 ррм), а в РФ этот показатель может быть значительно завышен (0,2-0,5). хотя сейчас многие заводы выпускают ДТ с содержанием серы 8-10 ррм.

Содержание ароматики в ДТ США составляет менее 35 %, а в отдельных штатах – 10 %.

В РФ возможна реконструкция установок ГО с применением катализаторов нового поколения и нового оборудования, что позволило бы осуществить процесс при 5,0-7,0 МПа и довести содержание ароматики до 20 %.

Для получения низкозастывающих дизельных топлив в мировой нефтепереработке реализованы процессы каталитической депарафинизации дизельных фракций. При реализации этих процессов происходит либо изомеризация n-парафиновых углеводородов, либо их крекинг. Предпочтительней первый вариант, так как сохраняются ресурсы ДТ. Это очень важно, так как в ближайшем будущем обострится дефицит ДТ, в связи с дизелизацией автопарка. Следует учитывать, что дизелизация автопарка дает экономию топлива на 15-25 % с одновременным снижением выбросов вредных веществ в атмосферу, по сравнению с бензиновыми автомобилями.

Качество ДТ может быть улучшено и за счет специальных присадок (антидымных, моющих депрессорных, противоизносных).

Противоизносные присадки необходимы для улучшения смазывающих свойств глубоко очищенных топлив [15].

На НПЗ РФ основное количество ДТ летнего сорта (до 90 %). Зимние виды топлива с температурой застывания -350С и – 450С, и арктическое с температурой застывания -550С выпускаются в ограниченном количестве. Выпуск низкозастывающих топлив удовлетворяет потребности рынка лишь на 40 %.

Массовые сорта реактивных топлив не уступают по качеству зарубежным аналогам, а по содержанию серы даже их превосходят. Организован выпуск топлива Jet-A, оно отличается более высокой температурой 10 %-ной точки выкипания (2050С) по сравнению с топливами ТС-1 и РТ и более высокой температурой вспышки (не более 380С). Производство этого топлива связано с изменением выхода бензиновой и дизельной фракций.

В качестве добавки к дизельному топливу используются биодобавки («биодизель»). Биодизель служит добавкой в количестве 5-20 % [20].

Для выработки биодизельного топлива могут использоваться различные масличные культуры (соя, рапс), а также отходы производства животных жиров. Наиболее часто используют рапсовое масло, которое представляет собой сложные эфиры глицерина и насыщенных и ненасыщенных высших карбоновых кислот. Рапсовое масло имеет высокую температуру плавления, поэтому его подвергают гидролизу с получением глицерина и смеси жирных кислот. Эту смесь этерифицируют метанолом с

получением метиловых эфиров жирных кислот (биодизель). Полученный продукт можно использовать в качестве дизельного топлива в чистом виде или в различных композициях с традиционным нефтяным топливом.

Введение до 10 % биодизеля практически не влияет на физико-химические и эксплуатационные свойства нефтяного дизельного топлива. При большем содержании возникает необходимость добавления депрессорных присадок. При использовании биодизельного топлива и его смесей с нефтяным не требуется реконструкция инфраструктуры (хранения, заправки и т.д.).

Двигатели, работающие на биодизельном топливе, выделяют меньше сажи, оксида углерода, то есть выхлопные газы менее токсичны, чем при работе двигателя на обычном дизельном топливе.

Ввиду недостаточно глубокой переработки нефти на отечественных НПЗ вырабатывается значительное количество мазута. Он используется как топливо и является экспортным продуктом.

Качество топочных мазутов, по содержанию серы, не удовлетворяет требованиям экологии, поскольку большая часть мазута содержит серы более 2 %, что связано с отсутствием мощностей по гидрогенизационному обессериванию нефтяных остатков. Высокое содержание серы в мазутах приводит к проблемам при его экспорте, которые также осложняются в связи с тем, что используемый в Западной Европе мазут как топливо ТЭЦ, вытесняется газом.

В России, как и за рубежом, весьма незначительны ресурсы нефтей, из которых можно получить высококачественные битумные материалы.

Поэтому перспективы развития битумного производства связано с получением

компаундированных битумов, которые отличаются оптимальной дисперсностью и структурой. Достаточно часто используется компаундирование окисленных и остаточных битумов. Широкое распространение для изменения свойств битумов имеет введение в них синтетических полимеров [21, 22, 23].

Более 80 % получаемых битумов используется в дорожном строительстве. Для создания прочной асфальтобетонной композиции необходимо использовать вяжущие, стабильные к внешним воздействиям.

Неудовлетворительное сцепление нефтяных битумов с минеральными наполнителями является одной из причин преждевременного разрушения дорожных покрытий, поэтому весьма важны адгезивные свойства битумов, которые часто усиливают введением в битумы адгезионных добавок [22].

Качественный битум должен иметь сбалансированный групповой состояв и технология его производства должна быть адаптирована к особенностям качества сырья, чтобы направленно регулировать качество на стадии производства.

Большинство НПЗ РФ перерабатывают западносибирские нефти, вакуумные остатки

которых используются для получения окисленных битумов.

При этом подготовка сырья для производства битумов не ведется, хотя для производства высококачественных дорожных битумов на всех НПЗ имеются возможности производства битумов, отвечающих самым современным требованиям и пакет отработанных промышленных технологий [4].

Для конкретного НПЗ, с целью достижения заданного уровня качества, следует оценивать оптимальное сочетание свойств сырья и технологий его переработки и реализовать варианты раздельной переработки разных видов сырья.

Развитие процессов глубокой переработки нефтяного сырья и облагораживания продуктов возможно лишь при достаточном обеспечении техническим водородом [24].

В настоящее время нефтеперерабатывающая промышленность располагает следующими источниками получения водорода:

— с установок паровой каталитической конверсии углеводородов;

— с установок газификации нефтяных остатков.

КР обеспечивает примерно 50 % потребности

гидрогенизационных процессов в водороде. Основным процессом производства водорода для нужд НПЗ является паровая каталитическая конверсия, обычно природного газа. Получается технический водород с чистотой 96-97 %-об.. Такой водород пригоден для гидроочистки и гидрокрекинга, подготовки сырья каталитического крекинга, коксования и т.п..

На НПЗ России вырабатывается около 1 млн.тонн/год водородсодержащего газа (ВСГ). кроме того, на 7 НПЗ находятся в эксплуатации специализированные установки, на которых производится

Для обеспечения водородом намеченных к вводу установок КК (с секцией ГО сырья) и ГК потребуется дополнительно

1 млн.тонн/год водорода (к 2020 году – 14 установок).

Важной задачей нефтепереработки является обеспечение сырьевой базы нефтехимической промышленности. Доля нефтехимических производств на мировом рынке составляет

Более интенсивное развитие нефтехимии в России предусматривается как за счет наращивания выпуска нефтехимического сырья, так и путем интеграции с нефтепереработкой. Прибыль от такой интеграции в странах Европы оценивается более 50 млн.долларов в год.

Выход пропилена при каталитическом крекинге разной конфигурации может составить 4,7-15 %, сумма олефинов — 19,5-50,25 % (С3-С5), всего газов (предельных и непредельных) — 29,9-60,0 % (олефиннасыщенные технологии).

Гидрокрекинг может давать до 15 % фракции С3-С4, пригодной в качестве сырья пиролиза.

Установки замедленного коксования дают 10-15 % бензина содержащего значительные количества непредельных и ароматических углеводородов.

Каталитический риформинг дает 9-14 % бензолсодержащей фракции с содержанием бензола около 40 %. Кроме этого, также получается 7-11 % фракции С2-С5 для использования в качестве сырья пиролиза.

Гидроочистка также может дать 7-10 % углеводородов С2-С5 для пиролиза.

Таким образом, сырья для нефтехимии вполне достаточно. Все, что необходимо, может дать модернизация нефтепереработки, для которой нефтехимической сырье является побочной, а значит недорогой продукцией.

В соответствии с этим к 2030 году производство этилена может вырасти до 13 млн.тонн /год.

Таким образом, для реализации программы модернизации и реконструкции целесообразно, по возможности, ликвидировать все старые, морально и физически устаревшие, изношенные технологические установки и объекты общезаводского хозяйства, так как высокие финансовые затраты в модернизацию старых производств не сделают их конкурентоспособными по сравнению с передовыми западными фирмами.

Среди процессов, позволяющих наряду с повышением глубины переработки, получать качественные компоненты — КК (высокооктановый компонент бензина, сырье для нефтехимии) и ГК (высокооктановые компоненты бензина с низким содержанием серы, низкозастывающее дизельное топливо с ультранизким содержанием серы и авиакеросин). К наиболее легко реализуемым углубляющим процессам следует отнести висбрекинг и коксование.

Необходимо ускорение модернизации, внедрение новых инновационных технологий как отечественных, так и зарубежных. Только так можно вывести ТЭК на уровень обеспечивающий энергетическую и экономическую безопасность государства.

Одним из основных негативных моментов является географическая оторванность источников сырья от мест их переработки. Как следствие имеют место высокие логистические издержки, которые снижают эффективность и конкурентоспособность отечественных производителей, а также ориентацию на внутренний рынок.

Таким образом, приоритетными задачами являются:

— увеличение доли высококачественных продуктов;

— строительство новых экспортноориен-тированных нефтеперерабатывающих комплексов;

— коренная реконструкция действующих НПЗ, направленная на увеличение глубины переработки нефти;

— снижение высокого уровня энергопотребления;

— выработка продукции, соответствующей стандартам Евро-4 и Евро-5;

— развитие нефтехимического производства на НПЗ;

— развитие газохимических комплексов на основе GTL-технологий и др.

Наряду с использованием традиционных процессов ведутся исследования по дальнейшему совершенствованию процессов и схем переработки нефтяных остатков.

Это, прежде всего, газификация остатков, кокса, асфальта деасфальтизации и ее сочетание с энерготехнологической схемой, обеспечивающей собственные нужды в электроэнергии и водяном паре. Процессы газификации нефтяных остатков могут быть направлены на получение водорода, потребность в котором возрастает, а также синтез-газа для синтеза аммиака, метанола, синтетических топлив и др.. Газификация позволит осуществить безостаточную переработку нефти.

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

2. Мастепанов А.М. Энергетическая стратегия России и перспективы развития нефтегазового комплекса страны / А.М. Мастепанов // Нефтяное хозяйство. – 2004. – №5. с.20-25

3. Башкирцева Н.Ю. Нефтеперерабатывающий комплекс мира / Башкирцева Н.Ю. // Вестник Казанского технологического университета. – 2015. т.18, №6, – с.63-68

4. Ассоциация нефтепереработчиков и нефтехимиков // Материалы заседания Правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков. М: – 2015.

5. Коржубаев А.Г. Современное состояние нефтеперерабатывающей промышленности в России / А.Г. Коржубаев // Институт экономики и организации промышленного производства СО РАН. Новосибирск. -2015.

6. Демидова Е.В. Актуальные проблемы и тенденции развития нефтегазохимического комплекса России / Е.В. Демидова // Вестник Казан. технол. ун-та. – 2013. Т.16, №18. – с.244-248

7. Ларионова Г.Н. Нефтегазохимический комплекс Российской Федерации: проблемы и перспективы развития / Г.Н. Ларионова // Вестник Казан. технол. ун-та. – 2013. Т.16, №12. – с.225-228

8. Капустин В.М. Проблемы модернизации нефтепереработки в России / В.М. Капустин // ОАО «ВНИПИнефть»: Москва, 2014.

9. Бородачева А.В. Тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности и экономические особенности нефтепереработки в России / А.В. Бородачева, М.И. Левинбрук // Ж. Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева. – 2008, т. LП, № 6. – с.37-40

10. Каминский Э.Ф. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты / Э.Ф. Каминский, В.А. Хавкин. – Н.:Техника, 2001. – 384 с.

11. Тихонов А.А. Перспектива увеличения производительности установок замедленного коксования типа 21-1013М при получении электродного кокса / А.А. Тихонов, И.Р. Хайрутдинов, Э.Г. Теляшев // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2012. – №4. с.15-21

12. Обухова С.А. Роль висбрекинга в углублении переработки нефти на НПЗ топливного профиля / С.А. Обухова, А.Р. Давлетшин, P.P. Везиров, Э.Г. Теляшев, A.M. Сухоруков // Сборник научных трудов ИП НХП. Вып. XXXIII. Уфа, 2001.- с.58-62.

13. Анчита Х. Переработка тяжелых нефтей и нефтяных остатков. Гидрогенизационные процессы. / Х. Анчита, Дж. Спейт; Под ред. О.Ф. Глаголевой. – СПб.: ЦОП «Профессия», 2012. – 380 с.

14. Носков А.С. О производстве и сипользовании отечественных конкурентоспособных катализаторов на российских предприятиях / А.С. Носков // Мир нефтепродуктов. вестник нефтяных компаний. – 2010. -№8. – с.40-42

15. Данилов А.М. Разработка и производство экологически улучшенных моторных топлив / А.М. Данилов, Емельянов В. Е., Митусова Т. Н. // М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1994.

16. Капустин В.М. Проблемы повышения качества российских бензинов / В.М. Капустин // Химия и технология топлив и масел. – 2005. – №2. – с. 13-15

17. Стряхилева М.Н. Производство метил-трет-алкиловых эфиров — высокооктановых компонентов бензинов / М.Н. Стряхилева, Г.Н. Крымова, Д.Н. Чаплиц, И.П. Павлова,

A.М. Баунов // Тематический обзор. М.: ЦНИИТЭНефтехим. – 1988, №8, 72 с.

18. Карпов С.А. Этанол об опыте применения в составе автомобильных бензинов / С.А. Карпов // Мир нефтепродуктов. – 2006. – №6. – с.6-7

19. Солодова Н.Л. Немного о биотопливах / Н.Л. Солодова, Н.А. Терентьева // Вестник Казанского технологического университета. – 2010. – №3. – c.348-356

20. Hadge C. Перспективы для возобновляемого дизельного топлива / C. H^dge // Нефтегазовые технологии. – 2008. – №7. с.90-93

21. Розенталь Д.А. Модификация свойств битумов полимерными добавками / Д.А. Розенталь, Л.С. Таболина,

B.А. Федосова // М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1988. – с.2-8.

22. Пустынников А.Ю. Получение компаундированных битумов улучшенного качества / А.Ю. Пустынников, В.Г. РЯбов, Д.Г. Калимуллин // Химия и технология топлив и масел. – 2006. – №3. – с.6-29

23. Сайфуллина А.А. Исследование процесса компаундирования при получении дорожных битумов на битумной установке / А.А. Сайфуллина, М.Ю. Козлова, А.В. Ефремов, М.И. Басыров, Н.Н. Никифоров, Н.Г. Евдокимова // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2008. -№4. – с.4-5

24. Солодова Н.Л. Водород как перспективный энергоноситель. Современные методы получения водорода / Н.Л. Солодова, Р.Р. Минигулов, Е.А. Емельянычева // Вестник технологического университета. – 2015. Т.18, №3. – с. 137-141

Состояние современного рынка нефтепереработки зависит от многих факторов, главным из которых является качество сырья. В этой связи следует сказать, что в последние годы сырая нефть претерпевает изменения в сторону утяжеления. В добыче растут объёмы так называемого битуминозного сырья высокой вязкости. Это накладывает на переработчиков определённые ограничения, связанные с изменением структуры производства и заменой оборудования.

И если при нормальной экономической ситуации задачи реформирования рынка нефтепереработки решаются сравнительно легко, то в условиях кризиса это зачастую становится просто невозможным. В частности, деятельность российских компаний в этом направлении затруднена негативным действием западных санкций, падением нефтяных цен и недавними изменениями отечественного налогового законодательства.

Одной из насущных проблем, стоящих перед переработчиками и ограничивающих их возможности, является санкционный запрет поставок на российский рынок нефтепереработки специальных реагентов – катализаторов, присадок и других. Без них невозможно получение по-настоящему качественных нефтепродуктов и достижение нефтеперерабатывающими заводами показателей рентабельности.

Этот фактор заставляет предприятия и все заинтересованные госструктуры активизировать свою деятельность по импортозамещению. Конечно, не все катализаторы мы получаем из других стран, на территории Российской Федерации работают и собственные катализаторные производства. Однако для того чтобы они освоили выпуск нужных рынку нефтепереработки соединений, необходимы научные изыскания.

В настоящее время соответствующие отраслевые НИИ работают над этой проблемой, а некоторые предприятия уже запустили пробный процесс синтеза недостающих реагентов. В их число входят катализаторные фабрики в Омске, Ангарске, Новокуйбышевске и некоторых других городах и регионах. Данная работа ведётся планомерно, и, вероятнее всего, план Минэнерго по отказу от импортных катализаторов до 2020 года будет реализован в полной мере.

В условиях низких цен на сырьё рынок нефтепереработки чувствует недостаток финансирования работ по модернизации отрасли. Это отмечается, кстати, не только в России, но и в других государствах. Например, Китай объявил о закрытии четырёх крупных проектов строительства новых НПЗ – до лучших времён. Наша Роснефть пока ещё находит финансирование для продолжения строительства своего завода в Туапсе, который является предметом гордости компании, но инвесторы дают деньги лишь при условии экспортной ориентации предприятия.

По самым оптимистичным прогнозам, период низких цен на энергоносители продлится ещё 2-3 года. И для того чтобы выжить, игроки рынка нефтепереработки должны изменить приоритеты в плане выпускаемой продукции, то есть, выйти к потребителям с более ликвидными предложениями.

В представлениях обывателей основной продукцией отечественных НПЗ является бензин. До некоторых пор именно так и было. Однако в течение последних нескольких лет произошло значительное изменение спроса. В мире, в том числе, и в России стало потребляться меньше бензина и больше дизельного топлива.

В этом усматривается один из факторов, который также оказывает влияние на рынок нефтепереработки. В частности, это обуславливает изменение приоритетов в модернизации НПЗ. Совершенствоваться должны не только установки по производству бензина, но и оборудование для выпуска дизтоплива.

Это накладывает на переработчиков дополнительную нагрузку, но без проведения этой работы предприятие не сможет занять нормальных позиций в отрасли. В связи с этим вопрос финансирования приобретает особую остроту. Кроме того, данная модернизация во многом зависит от поставок иностранного оборудования, что снова отсылает нас к необходимости импортозамещения.

Одним из основных направлений деятельности нефтепереработчиков является повышение степени глубины переработки сырья. От этого очень сильно зависит рентабельность заводов и стабильность рынка нефтепереработки. В настоящее время глубина переработки нефти в Российской Федерации составляет, в среднем, 72% (данные 2015 года). В планах Минэнерго повышение этого уровня до 76% к 2025 году.

Увеличение глубины переработки сырья позволит получать качественные светлые нефтепродукты, которые могут успешно конкурировать с предложениями мировых производителей. Наряду с этим повышение коэффициента полезного действия перерабатывающих установок позволит сделать производство нефтепродуктов безотходным, что снизит нагрузку на окружающую среду.

Добавить комментарий