Заводы по переработки нефти и газа

Развиваясь как глобальная энергетическая компания, «Газпром» ведет работу по построению всей цепочки — от добычи до сбыта углеводородов. При этом важным видом деятельности для «Газпрома» является переработка добываемого природного и попутного нефтяного газа (ПНГ). Развитие этого направления работы позволяет компании получать продукцию с высокой добавленной стоимостью, а также диверсифицировать бизнес.

Основная цель Группы «Газпром» в области переработки углеводородного сырья —– увеличение степени извлечения ценных компонентов из природного газа и ПНГ и их эффективное использование для дальнейшей переработки в высоколиквидную продукцию.

«Газпром» активно занимается модернизацией действующих перерабатывающих производств, а также созданием новых, в том числе в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. В «Газпроме» действует «Комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов переработки газа и жидких углеводородов на 2011–2015 гг.». Ее реализация позволяет добиться соответствия качества продукции требованиям европейских стандартов и современным нормам промышленной и экологической безопасности.

В перерабатывающий комплекс Группы «Газпром» входят заводы по переработке газа и газового конденсата ОАО «Газпром» и мощности по нефтепереработке ОАО «Газпром нефть». Также в Группу входят ОАО «Газпром нефтехим Салават» — один из крупнейших в России производственных комплексов нефтепереработки и нефтехимии, и ООО «Сибметахим», которому принадлежит завод по производству метанола в г. Томске.

Переработку газа в рамках Группы «Газпром» осуществляют Астраханский, Оренбургский и Сосногорский газоперерабатывающие заводы, Оренбургский гелиевый завод, Сургутский завод по стабилизации конденсата и Уренгойский завод по подготовке конденсата к транспортировке.

Объемы переработки углеводородов Группой «Газпром» (без учета давальческого сырья)

ОАО «Газпром» и его основные дочерние общества со 100-процентным участием*

ОАО «Газпром» и его основные дочерние общества со стопроцентным участием*

* Состав учитываемых обществ приведен в Глоссарии справочника «Газпром в цифрах»

** Показатели «СИБУР Холдинга» учтены до момента деконсолидации с III кв. 2008 г.

*** Показатели «Газпром нефти» приведены после консолидации с IV кв. 2005 г.

В настоящее время «Газпром» работает над перспективными газоперерабатывающими проектами.

Так, в 2013 году планируется завершить разработку «Обоснования инвестиций в создание газоперерабатывающих и газохимических комплексов на базе ценных компонентов газа валанжинских залежей северных районов Тюменской области» (проект «ТрансВалГаз»).

Отдельное внимание «Газпром» уделяет вопросу создания новых центров газопереработки и газохимии на базе месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, включая извлечение, хранение и транспортировку гелия.

В октябре 2012 года принято инвестиционное решение по «Обоснованию инвестиций в обустройство Чаяндинского месторождения, транспорт и переработку газа», предусматривающее создание в Белогорске мощностей по газопереработке и производству гелия. Формирование центра газодобычи в Республике Саха (Якутия) на базе Чаяндинского месторождения станет началом масштабного развития газопереработки на Востоке России. Кроме того, эта работа создаст необходимые условия для инвестирования профильными компаниями в строительство газохимических производств.

Кроме того, в 2013 году завершится подготовка «Обоснования инвестиций комплексного проекта газоснабжения южных регионов Иркутской области, в том числе создания газоперерабатывающих, газохимических мощностей». В рамках подготовки этого документа рассматривается возможность создания Саянского газоперерабатывающего завода.

Переработка сырой нефти осуществляется на предприятиях компании «Газпром нефть». Основным перерабатывающим предприятием «Газпром нефти» является Омский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) — один из самых современных нефтеперерабатывающих заводов России и один из крупнейших в мире. Его установленная мощность превышает 20 млн т нефти в год.

Компания «Газпром нефть» также контролирует Московский НПЗ, НПЗ компании NIS в г. Панчево и г. Нови-Сад (Сербия) и завод по смешению масел и смазок в г. Бари (Италия).

Кроме того, «Газпром нефть» имеет доступ к мощностям ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» в соответствии с долей участия в капитале ОАО «НК „Славнефть“». В 2013 году нефтеперерабатывающие заводы «Газпром нефти» переходят на выпуск нефтепродуктов стандартов «Евро-4» и «Евро-5».

В 2012 году дочерняя компания «Газпрома» — ООО «Газпром переработка» — увеличила долю участия в ОАО «Газпром нефтехим Салават» до 97,8%. «Газпром нефтехим Салават» обеспечивает полный цикл переработки углеводородного сырья, нефтехимии, производства минеральных удобрений. Перечень выпускаемой продукции включает свыше 140 наименований, в том числе: бензины, дизельное топливо, керосин, другие нефтепродукты, сжиженные газы, бутиловые спирты, пластификаторы, полиэтилен, полистирол, аммиак, карбамид и другие. Предприятия, входящие в состав ОАО «Газпром нефтехим Салават», связаны сырьевыми, транспортными и продуктовыми потоками с газодобывающими и газоперерабатывающими дочерними обществами «Газпрома».

Производство основных видов продукции переработки Группой «Газпром» (без учета давальческого сырья)

В области нефтепереработки Группа «Газпром» реализует программу модернизации и реконструкции мощностей и строительства новых установок, которая направлена на улучшение экологических характеристик топлив, выпускаемых заводами, существенное увеличение глубины переработки, расширение объемов и ассортимента выпускаемой продукции.

В результате модернизации перерабатывающих мощностей с 2011 года на Московском НПЗ началось производство бензина и дизельного топлива экологического класса 4. В апреле 2012 года, почти на три года раньше срока, установленного техническим регламентом РФ, завод перешел на выпуск высокооктановых бензинов стандарта «Евро 4».

Омский НПЗ весной 2011 года приступил к выпуску бензинов класса 4, летом освоил производство бензина «Супер Евро-98», соответствующего экологическому классу 5. В 2012 году на заводе был поэтапно введен в эксплуатацию комплекс гидрооблагораживания моторных топлив, включающий установку гидроочистки бензинов каталитического крекинга и установку гидроочистки дизельного топлива. Это позволило заводу увеличить выпуск бензинов 4 и 5 экологических классов более чем в 30 раз по сравнению с 2011 годом — до 2,38 млн тонн, а также начать производство дизельного топлива 4 и 5 классов.

«Газпром нефть» также осуществляет модернизацию мощностей сербской компании NIS, в состав которой входят два нефтеперерабатывающих завода в городах Панчево и Нови-Сад суммарной мощностью 7,3 млн т нефти в год. Осенью 2012 года NIS ввела в эксплуатацию новый комплекс легкого гидрокрекинга и гидроочистки моторных топлив на НПЗ в Панчево. Это позволило предпри­ятию с 2013 года полностью перейти на выпуск бензина и дизеля стандарта «Евро-5».

Стратегия развития нефтяного бизнеса предполагает расширение объемов переработки нефти «Газпром нефтью» к 2020 году до 70 млн т в год. Достичь этого уровня планируется как за счет переработки 40 млн т нефти в год внутри России, так и получая доступ к мощностям перерабатывающих предприятий за рубежом в объеме 25–30 млн т в год.

Большое значение для решения проблемы парниковых газов в нефтегазовом сегменте имеет сокращение факельного сжигания ПНГ.

Группа «Газпром» ведет работу над решением вопроса утилизации (использования) ПНГ с целью повышения эффективности использования газа, а также минимизации рисков, связанных с загрязнением окружающей среды и налого­обложением. Уровень использования попутного нефтяного газа по Группе «Газпром» в 2011 году в среднем составил 68,4% (в 2010 году — 64%, в 2009 году — 59%), при этом ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «Газпром переработка» и ЗАО «Газпром нефть Оренбург» уже используют 100 % ПНГ.

В «Газпром нефти» в настоящее время разработана и реализуется среднесрочная инвестиционная программа утилизации и повышения эффективности использования попутного нефтяного газа, направленная на повышение уровня утилизации ПНГ на предприятиях «Газпром нефти» до 95% в 2014 году (по всем основным активам компании, без учета отдаленных месторождений с интегральной негативной экономикой). Программа предусматривает, в частности, синхронное расширение существующих мощностей по транспортировке газа дочерних обществ «Газпром нефти» и расположенных в регионе мощностей по переработке газа ЗАО «СИБУР Холдинг».

В рамках программы в 2012 году «Газпром нефть» и «СИБУР Холдинг» завершили первую фазу Ноябрьского интегрированного проекта — проекта по повышению уровня полезного использования ПНГ на Вынгапуровской группе месторождений в Ноябрьском регионе. Компании синхронно построили и реконструировали мощности по транспортировке и переработке газа, что позволило дополнительно утилизировать 1,1 млрд кубометров ПНГ в год.

Еще один крупный совместный проект «Газпром нефти» и «СИБУР Холдинга» по повышению эффективности использования попутного нефтяного газа — строительство компрессорной станции на южной лицензионной территории Приобского месторождения и проектирование системы транспортировки ПНГ на Южно-Балыкский газоперерабатывающий комплекс, принадлежащий «СИБУРу». Южно-Приобская компрессорная станция будет введена в 2013 году, что позволит «Газпром нефти» повысить уровень утилизации в среднем по компании до 80%.

Кроме того, «Газпром нефть» реализует Томский интегрированный проект, предполагающий создание региональной системы сбора и транспорта газа на месторождениях Томской области с учетом возможности его переработки в районе Томска или Барабинска.

Производство сжиженного природного газа —– одно из наиболее перспективных направлений деятельности для «Газпрома». Реализация СПГ-проектов позволит компании диверсифицировать деятельность и расширить спектр конечной продукции. Основное преимущество СПГ заключается в использовании для доставки потребителям не традиционного трубопроводного, а других видов транспорта, прежде всего — морского.

«Газпром» постепенно развивает это направление деятельности. С 2005 года «Газпромом» осуществляются разовые сделки с СПГ с использованием разменных операций «СПГ — газ, поставляемый по трубопроводам». В дальнейшем планируется наращивать объемы краткосрочной торговли и развивать среднесрочные операции по размену газа, поставляемого по трубопроводам, на СПГ в Европе.

В феврале 2009 года в рамках проекта «Сахалин-2» («Газпром» владеет контрольным пакетом в компании-операторе проекта) был введен в эксплуатацию первый в России завод по производству СПГ. В 2010 году завод не толь­ко вышел на полную проектную мощность, но и превысил ее, произведя свыше 10 млн т СПГ. В 2012 году завод произвел 10,9 млн т СПГ.

Общий объем продаж СПГ Группой «Газпром» за период 2005–2012 годов достиг 8,3 млн т (11 млрд куб. м). В 2012 году компаниями Груп­пы была осуществлена поставка 22 партий СПГ (около 1,4 млн т или 1,9 млрд куб. м) на рынки Японии, Индии, Южной Кореи, Китая, Тайваня.

В феврале 2013 года «Газпром» принял окончательное инвестиционное решение по проекту «Владивосток-СПГ». Проект предполагает строительство на полуострове Ломоносова (бухта Перевозная) завода по производству сжиженного природного газа, состоящего из трех технологических линий мощностью 5 млн тонн СПГ в год каждая. Первая линия будет введена в 2018 году. Ресурсной базой для завода станет газ Сахалинского центра газодобычи, а также Якутского и Иркутского центров. Целевыми рынками сбыта являются страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

В настоящее время «Газпром» проводит оценку целесообразности реализации проекта по строительству третьей очереди завода по производству СПГ на острове Сахалин.

Синтетическое жидкое топливо — это моторное топливо, произведенное из газа, а не из нефти.

Переработка природного газа в СЖТ (по международной классификации: Gas to Liquids — GTL) давно привлекает внимание крупнейших нефтегазовых и нефтехимических компаний мира. Результаты испытаний показали, что использование продуктов GTL вместо традиционного дизельного топлива при эксплуатации автобусного парка дает возможность сократить выбросы экологически опасных и парниковых газов.

На сегодняшний день выявлен ряд новых подходов в применении технологии GTL. Особенно это актуально для стран со значительными запасами газа, месторождения которого находятся на больших расстояниях от районов потребления при полном отсутствии транспортной инфраструктуры. Внедрение технологии GTL в промышленных масштабах позволяет превратить в востребованный продукт те обширные запасы газа, которые раньше считалось экономически нецелесообразным добывать и транспортировать потребителю.

Какой хозяин дачного участка не заботится о своем детище и не задумывается о строительстве площадки на своем участке? Главным принципом строительства площадок, является точное знание наиболее используемых путей и определенных мест для работы и отдыха.

Любой фасад можно украсить отделкой из дикого камня. Каждый камень индивидуален по своему узору. Особых трудностей в укладке камня нет, он является неприхотливым материалом в использовании.

702o/шт Утеплитель минераловатный Техновент (пачка 6 плит) (плотность 80) 1200х600х50 мм Описание Минерало-ватный утеплитель Применение в качестве теплоизоляции стен с вентилируемым фасадом Плотность 78–88 кг/ м3 Количество м3 в упаковке 0,216 м3 Теплопроводность А1, Вт/(мК), не более 0,042 Вместимость в авто (20-тонник) 76,032 м3 Вместимость в авто (Газель) 8 м3 Габариты (длина – ширина – высота), мм 1200–60–50/100 Минимальный объем покупки — 1 пачка / 6 плит / 0,216 м3 / 4,32 м2 Применяется в качестве теплоизоляции стен с вентилируемым фасадом или при облицовке кирпичом.

Http://expodesign. org. ru/pererabotka-gaza-i-nefti

В структуру Компании входят газоперерабатывающие заводы, расположенные в Самарской области (АО «Отрадненский ГПЗ» и АО «Нефтегорский ГПЗ») и в Республике Башкортостан (ООО «Туймазинское ГПП» и ООО «Шкаповское ГПП»).

АО «Отрадненский ГПЗ» и АО «Нефтегорский ГПЗ» осуществляют переработку попутного нефтяного газа, поставляемого с нефтегазодобывающих промыслов АО «Самаранефтегаз», и технологической углеводородной смеси, поставляемой с нефтегазодобывающих промыслов ПАО «Оренбургнефть», с получением следующего ассортимента продукции:

    широкая фракция легких углеводородов; фракция этановая; сухой отбензиненный газ; сера техническая газовая комовая.

В 2016 году АО «Отрадненский ГПЗ» и АО «Нефтегорский ГПЗ» переработали 662,4 млн. куб. м попутного нефтяного газа (264 и 399 соответственно). Было произведено 344,7 млн. куб. м сухого отбензиненного газа, 356,2 тыс. тонн широкой фракции легких углеводородов, 86,0 тыс. тонн фракции этановой и 6,9 тыс. тонн серы технической газовой комовой.

В настоящее время на АО «Отрадненский ГПЗ» и АО «Нефтегорский ГПЗ» реализуется комплексная программа технического перевооружения.

ООО «Туймазинское ГПП» и ООО «Шкаповское ГПП» осуществляют переработку попутного нефтяного газа, поставляемого с нефтегазодобывающих промыслов ООО «Башнефть-Добыча», и широкой фракции легких углеводородов, с получением следующего ассортимента продукции:

    смесь пропана и бутана технических; фракция изобутановая; фракция нормального бутана; бензин газовый стабильный.

В 2016 году ООО «Туймазинское ГПП» и ООО «Шкаповское ГПП» переработали 105,3 млн. куб. м попутного нефтяного газа (24,7 и 80,6 соответственно) и 202,5 тыс. тонн широкой фракции легких углеводородов (99,5 и 103,0 соответственно). Было произведено более 120 тыс. тонн смеси пропана и бутана технических, 16,8 тыс. тонн фракции изобутановой, 33,5 тыс. тонн фракции нормального бутана и 68,6 тыс. тонн бензина газового стабильного.

Http://www. rosneft. ru/business/Downstream/gas_processing/

Иркутская нефтяная компания (ИНК) запустила установку подготовки природного и попутного нефтяного газа на Ярактинском нефтегазоконденсатном месторождении.

Отгрузку технической пропан-бутановой смеси с Ярактинского месторождения ИНК начала 7 ноября 2017 г.

Производительность установки по сырью составляет 3,6 млн м 3 /сутки газа.

В рамках 1 го этапа проекта по переработке газа, к 2020 г ИНК планирует построить еще 3 установки подготовки природного и попутного нефтяного газа производительностью 6 млн м 3 / сутки каждая на Ярактинском и Марковском месторождениях.

Также планируется строительство газопровода протяженностью 196 км от месторождений до комплекса приема, хранения и отгрузки сжиженных углеводородных газов (СУГ) в г Усть-Кут.

Комплекс обеспечит отгрузку смеси пропана и бутана покупателям по железнодорожной дороге и автомобильным транспортом.

2 й этап проекта подразумевает разработку газа Ярактинского месторождения.

Объемы добычи, подготовки и переработки природного газа и ПНГ планируется нарастить до 15,6 млн м 3 /сутки.

Параллельно планируется освоение запасов газа Марковского месторождения.

В г Усть-Кут ИНК намерена построить газоперерабатывающий завод (ГПЗ), на котором будут производиться пропан технический, бутан технический и стабильный газовый конденсат.

На 3 м этапе в г Усть-Кут планируется создать производство линейного полиэтилена высокого давления и полиэтилена низкого давления мощностью до 600 тыс т/год продукции.

Добыча и переработка природного и попутного газа в течение многих лет являются важной частью стратегии долгосрочного развития ИНК.

Тогда компания успешно внедрила процесс обратной закачки газа в пласт с одновременным отбором тяжелых фракций.

Проект получился уникальным, обеспечив возможность одновременной добычи газа и нефти в условиях, когда на территории отсутствует газотранспортная и газопотребляющая инфраструктура.

За счет реализации всех этапов газового проекта ИНК рассчитывает вовлечь в разработку значительные запасы природного газа, не востребованные в настоящий момент.

Этот проект обеспечит и нфраструктурное развитие севера Иркутской области за счет формирования газотранспортной и газопотребляющей инфраструктуры и строительства дополнительных генерирующих мощностей.

Также в регионе будут созданы новые рабочие места и повысится наполняемость бюджета.

Http://neftegaz. ru/news/view/166662-Gazovyj-proekt-INK-nabiraet-hod.-Zapuschena-ustanovka-po-pererabotke-poputnogo-i-prirodnogo-gaza

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

2. Выбор варианта переработки нефти, ассортимента получаемых продуктов и схемы НПЗ

3. Характеристика технологических установок, входящих в состав НПЗ

В настоящее время такой вид топлива, как нефть, имеет уникальное и огромное значение. Нефтяная промышленность — это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Нефть — наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

Значение нефти в народном хозяйстве велико: это сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельного печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

Россия — единственная среди крупных промышленно развитых стран мира, которая не только полностью обеспечена нефтью, но и в значительной мере экспортирует топливо. Велика ее доля в мировом балансе топливно-энергетических ресурсов, например по разведанным запасам нефти — около 10%

Для России, как и для большинства стран-экспортеров, нефть — один из важнейших источников валютных поступлений. Удельный вес экспорта нефти и нефтепродуктов в общей валютной выручке страны составляет приблизительно 27%. Роль нефтяного комплекса России как источника бюджетных поступлений постоянно растет. На экспорт поставляются 2/5 добываемой в стране нефти и 1/3 от производимых нефтепродуктов.

Бюджетный вклад нефтяного комплекса за последние четыре года вырос в 3,5 раза, в то время как добыча нефти не только не увеличилась, но и сократилась более чем на 5%. Это значит, что последние пять лет характеризуются постоянным существенным, даже многократным ростом налоговой нагрузки на нефтяной комплекс.

На основании физико-химических характеристик Туймазинской нефти можно заклассифицировать по ГОСТ

Таким образом, шифр нефти – 2.2.2.3.2. Это сернистая нефть, со средним содержанием светлых дестиллятов (53,40% масс), потенциальным содержанием базовых масел с И. В. более 86 пунктов, парафинистая.

2. Выбор варианта переработки нефти, ассортимента получаемых продуктов и схемы НПЗ

При этом решающее значение имеет потребность в товарных нефтепродуктах в районе, где предполагается строительство проектируемого НПЗ.

Топливно-масляный вариант переработки нефти нецелесообразен, хотя нефть относится к 1 группе по содержанию базовых масел, но индекс вязкости не высок – 85 мм2/с, выход узких дистилляционных фракций значительно менее 8%.

Топливный вариант с неглубокой переработкой неыгоден, т. к. выход светлых нефтепродуктов составляет всего 40-45%, а выработка котельного топлива достигает 50-55% на исходную нефть.

Поэтому при выборе варианта переработки выбираем вариант с глубокой переработкой нефти.

Сырая нефть подается на установку первичной переработки нефти ЭЛОУ – АВТ, на которой согласно получены следующие фракции:

Отбор светлых нефтепродуктов = (4,16+3,96+9,80+8,64+9,5+11,56)/(4,2+4+10+9+10+12,3)*100%= 96,20%

При переработке нефти по топливному варианту на НПЗ необходимо организовать в основном производство различных топлив – автомобильных и авиационных бензинов. Реактивных, дизельных и котельных топлив, малосернистого кокса, битума и т. п.

Прямогонные низкокипящие фракции н. к. – 62 и 62 – 85 имеют низкое октановое число равное 62 п. (таблица 1.3)направляется на изомеризацию с целью повышения октанового числа.

Фракции 85 – 120 и 120 – 180 применяются в качестве сырья для установок каталитического риформинга для получения базового высокооктанового компонента товарных бензинов. Полученный катализат служит компонентом товарного автобензина. В качестве побочных продуктов получают газ, головку стабилизации (она направляется на ГФУ предельных углеводородов) и ВСГ.

Дизельные фракции 180 – 240, 240 – 350 используют для производства дизельных топлив. Характеристика получаемых из данной нефти дизельных фракций приведены в таблице 2.3 в сравнении с требованиями ГОСТ на товарные дизельные топлива.

Содержание серы в топливе очень высокое (1,32% мас. общей). Для производства экологически чистых дизельных топлив из прямогонного сырья применяют глубокую гидроочистку, в результате чего получается гидроочищенное дизельное топливо, служащее компонентом товарного дизельного топлива, бензин отгон, служащий сырьем каталитического риформинга, сероводород и газ.

Получаемое дизельное топливо не требует добавления присадок для повышения цетанового числа (показатель воспламеняемости топлива) (ЦЧ=58,5)

Из данной прямогонной фракции можно получать только летнее дизельное топливо. Для получения зимнего и арктического дизельного топлива необходимо применение депрессорных присадок для понижения температуры застывания. Вакуумный газойль (350 – 500) применяется в качестве сырья для каталитического крекинга. Предварительно прямогонная фракция подается на блок гидроочистки откуда бензин-отгон отправляется на каталитический рифоминг, а гидрогенизат является сырьем для каталитического крекинга. Получающийся в процессе каталитического крекинга легкий газойль используется как сырье гидроочистки дизельного топлива, а тяжелый газойль применяется как компонент котельного топлива. Получающаяся в процессе фракция 280 – 350 применяется для производства технического углерода. Газ и головка служат сырьем для газофракционирования непредельных углеводородов. Бензин – отгон каталитического крекинга имеет довольно высокое октановое число 76 – 82(ММ) и используется в качестве компонента товарных бензинов Гудрон (16,97 % мас.) используется для получения битумов (20 %) и кокса (80%) мас. В наибольшем объеме (72.7 %масс) выпускаются дорожные битумы и в меньшем объеме (26,4 % масс) выпускаются строительные битумы. Жидкие битумы готовят путем разжижения вязких битумов жидкими нефтепродуктами (керосины, соляры и др.) с добавлением поверхностно – активных веществ.

3. Характеристика технологических установок, входящих в состав НПЗ

Нефть, поступающая на завод содержанием воды не более1% перед отправкой на АВТ подвергается дополнительному электрообезвоживанию и обессоливанию. Отделение нефти в электродегидраторах под действием электричнского тока. В электрическом поле капли воды сталкиваются, сливаются в глобулы, происходит образование осадка из крупных капель. Что облегчает осаждение воды в электродекидраторе. По мере увеличения глубины обезвоживания расстояния между оставшимися каплями увеличивается и коалесценция замедляется. Поэтому конечное содержане воды в нефти, обработанной в электрическом поле переменного тока, колеблется до 0,1%.

Технологические установки АТ предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов.

На установках АТ осуществляют неглубокую переработку нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Установки ВТ (вакуумной трубчатки) предназначены для перегонки мазута, который образуется в результате атмосферной перегонки нефти (до350-370С).и получение вакуумного газойля широкого фракционного состава (350 – 500С), используемого как сырье установок каталитического крекинга, гидрокрекинга, гидрокрекинга, пиролиза, в некоторых случаях – термического крекинга с получением дистилятного крекинг-остатка, направляемого далее на коксование с целью получения высококачественных нефтяных коксов.

Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и позволяет при температуре 410-420С отбирать дистилляты, имеющие температуру кипения до 500С.

Сырьем установок коксования являются остатки перегонки нефти – мазуты, гудроны; производства масел – асфальты. Экстракты; термокаталитических процессов – крекинг – остатки, тяжелая смола пиролиза; тяжелый газойль каталитического крекинга.

Процесс ведут при температуре 500-520С и давлении приближенному к атмосферному. нефть крекинг риформинг топливо

Нефти, из остатков которых вырабатываются битумы, должны быть хорошо обессолены. Наличие сернистых и других гетеросоединений в сырье не ухудшает товарных свойств битумов.

Сырьем является гудрон и фракция 350 – 500 С, поверхностно-активные вещества.

Параметры процесса: температура при выходе из печи 180 – 250 С, в окислительной колонне не выше 90С, давление 0,3 -0,8 МПа, расход воздуха 50 – 400 м/т битума.

В наибольшем объеме (около двух третьих от общего выпуска) выпускаются дорожные битумы. Далее по количеству потребления идут кровельные битумы, которые подразделяются на пропиточные и покровные. Значительную долю от общего выпуска составляют битумы, применяемые преимущественно в качестве гидроизоляционного материала.

В качестве Сырья в процессе каталитического крекинга в течение многих десятилетий используют вакуумный дистиллят (газойль) широкого фракционного состава (350 – 500 С). В ряде случаев в сырье крекинга вовлекаются газойлевые фракции гидрокрекинга, рафинаты процессов деасфальтизации мазутов, гудронов, полупродукты масляного производства.

Из процессов облагораживания сырья каталитического крекинга( с целью снижения содержания металлов и коксогенных компонентов в сырье для того чтобы каталитическая переработка была более экономична) в настоящее время широко применяют каталитическюя гидроочистку преимущественно вакуумных газойлей.

Процесс каталитического крекинга осуществляется при высоких температурах (500 – 800 С0 в режиме интенсивного массо – теплообмена в аппаратах с движущимся или псевдоожиженным слоем катализатора.

Катализаторы: аморфный, алюминосиликатный и цеолитонаполненный марок: ЦЕОКА – 2, ЦЕОКАР – 3, ЦЕОКАР – 10, микросферические (10-15 мкр) – МКЦР – 10, МЦ-5.

Продукты процесса: газ и головка стабилизации(характеризуется высоким содержанием С – С, отправляют на ГФУ предельных углеводородов), бензин (содежит до 40% ароматики. До 20% олефинов, много серы, химически стабилен. Имеет высокое октановое число). Легкий газойль, фракция 280 – 420С, фракция выше 420С, кокс выжигаемый.

Помимо прямогонных бензинов, как Сырье каталитического риформинга используют бензины вторичных процессов – коксования и термического крекинга после их глубокого гидрооблагораживания, а также гидроерекинга.

Продукция каталитического риформинга – углеводородный газ, ароматизированный бензин (катализат), водородосодержащий газ.

Катализаторы каталитического крекинга – это композиции, содержащие в качестве основного компонента, приблизительго 0.4 % масс. платины. Современные катализаторы содержат один или более промотирующих элементов (олово, рения, галлия, германия, иридия и др. Также содержится некоторое количество хлора. Наиболее распространен отечественный катализатор КР (КР104, КР105, КР110).

В последнее время на российских НПЗ применяют катализатор R-569 производства США. Он обеспечивает октановое число бензина риформинга до 100 пунктов. Есть недостаток – большая чувствительность к каталитическим ядам, содержащихся в сырье.

Процесс протекает при температуре 450 – 530С. При давлении 0.6 – 3.5 МПа, с объемной скоростью 1-2ч.

Цель процесса – удаление серы и азота. Это нужно, для того чтобы предохранить платиновые катализаторы риформинга от отравляющих соединений этих элементов.

В последние годы существенно повысились требования к качеству дизельных топлив. Это связано с необходимостью защиты окружающей среды от вредного воздействия продуктов сгорания этих топлив.

– сырье вторичных процессов – газойль замедленного коксования и каткрекинга.

Процесс ведут при температуре 340-400С, давлении 3-5МПа. объемной скорости 2-4 ч.

Источником углеводородных газов на НПЗ являются газы, выделяющиеся из нефти на установках АТ, АВТ и образующиеся в каталитических процессах переработки нефтяного сырья, а также газы стабилизации нестабильных бензинов.

В зависимости от химического состава различают предельные и непредельные газы. Предельные углеводороды газы получаются на установках перегонки нефти и гидрокаталитической переработки (каталитического риформинка. Гидроочистки, гидрокрекинга) нефтяного сырья. В соста непредельных углеводородов, получающихся при термодеструктивной и термокаталитической переработки нефтяного сырья ( в процессах каталитического крекинга, пиролиза, коксования и др.).

Как правило, предельные и непредельные углеводородные газы на НПЗ перерабатываются раздельно вследствие их различного назначения. При фракционировании предельных газов получаются следующие узкие углеводордные фракции:

– метан – этановую (сухой газ), которую используют как сырье пиролиза или в качестве хладоагента на установках глубокой депарафинизации масел и т. д.;

– пропановую, используемую как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ и хладоагента для производственных установок;

– изобутановую, являющуюся сырьем установок алкилирования, производств синтетического каучука;

– бутановую для получения бутадиена или используемый как бытовой сжиженный газ и как компонент автобензинов. Для регулирования их пусковых свойств;

– изопентановую, которая служит сырьем для производства изопренового каучука и высокооктановым компонентом автобензинов;

– пентанову фракцию – сырье для процессов пиролиза, изомеризации и т. д.

На ГФУ непредельных газов из олефинсодержащих потоков выделяются следующие фракции:

– пропан-пропиленовая – сырье процессов полимеризации и алкилирования, нефтехимических производств;

– бутан – бутиленовуая – сырье установок алкилирования для производств метилэтилкетона. Полиизобутилена, синтетичемкого каучука и др.;

– этан – этиленовя и пентан – амиленовая фракции, испоьзуемые как нефтехимическое сырье.

Процесс ведут при температуре верха деатанизатора (первой колонны) 0-5С, давлении 4МПа, во второй колонне давление 1,8 Мпа. в третьей – 1,8 МПа, температура верха 500-520С и давлении приближенному к атмосферному.

Высокая эффективность процессов изомеризации заключается в том, что в качестве сырья используются низкооктановые компоненты нефти (н. к. -85С), рафинаты каталитического риформинга, содержащий в основном н-пентаны и н-гексаны, а также фракции С5 и С6, получаемые с ГФУ. Это сырье изомеризуется в среде водорода в присутствии бифункциональных катализаторов.

Катализаторы процесса: ИП-62, в его состав входит 0,55 н%Pt, нанесенной на фторированную окись AlO. Температура процесса – 320-380С. Давление 2,8-3 МПА.

Наиболее распространенным и эффективным промышленным методом получения серы является процесс каталитической окислительной конверсии сероводорода Клауса.

2)стадия каталитического превращения сероводорода и диоксида серы

Традиционным катализатором а процессах Клауса вначале являлся боксит. На современных установках преимущественно применяют более активные термостабильные катализаторы на основе из оксида алюминия.

Процесс протекает при температуре 0-10С, давлении 0,3 – 1,2 МПа, объемной скорости 0,1 – 0,6 ч.

Катализатор – 98%-ная кислота. Процесс идет выделением тепла. Сырье – бутан-бутиленовая фракция.

Параметры процесса: на первом этапе Т=800-900 С, Р=2,2-2,4 МПа; на втором этапе Т=230-260 С, Р=2,2-2,4 МПа. Катализаторы процесса: на первой ступени – никелевые, на второй ступени – цинкохроммедные. Сырьём является сухой газ и химочищенная вода. Получат технический водород, двуокись углерода. Водород направляется на гидроочистку дизельных.

Установка риформинга вырабатывает меньше ВСГ, чем расходуется на установках изомеризации, гидроочистки дизельного топлива и каталитического крекинга.

Http://otherreferats. allbest. ru/manufacture/00162409_0.html

К коллоквиумам по курсу «Переработка нефти и газа, производство товарных нефтегазопродуктов»

Характеристика основных нефтепродуктов. Физико-химические и эксплуатационные характеристики нефтепродуктов.

Физико-химические свойства нефтей. Технологическая классификация нефтей.

Вода и минеральные примеси, сопровождающие нефть. Причины образования и типы эмульсий. Методы деэмульсации и обессоливания нефтей. Деэмульгаторы.

Первичная переработка нефти. Перегонка как основной метод разделения нефти на компоненты.

Перегонка под вакуумом, под давлением, с использованием водяного пара.

Схемы вакуумной перегонки мазута при топливном и масляном варианте работы установки. Аппаратурное и технологическое оформление процесса.

Работа ректификационных колонн, трубчатой печи, теплообменных аппаратов, конденсаторов и холодильников.

Термические процессы переработки нефтяного сырья. Качество и применение получаемых продуктов.

Термический крекинг под давлением. Основное назначение процесса. Режим процесса. Принципиальная схема реакторных блоков. Качество и применение получаемых продуктов.

Висбрекинг нефтяных остатков. Основное назначение процесса. Режим процесса. Принципиальная схема реакторных блоков. Качество и применение получаемых продуктов.

Процессы коксования тяжелых нефтяных остатков (замедленное, термоконтактное). Основное назначение процесса. Режим процесса. Принципиальная схема реакторных блоков. Качество и применение получаемых продуктов.

Каталитический крекинг. Основное назначение процесса. Режим процесса. Принципиальная схема реакторных блоков. Качество и применение получаемых продуктов.

Каталитический риформинг бензиновых фракций. Основное назначение процесса. Режим процесса. Принципиальная схема реакторных блоков. Качество и применение получаемых продуктов.

Каталитическая изомеризация легких бензиновых углеводородов. Основное назначение процесса. Режим процесса. Принципиальная схема реакторных блоков. Качество и применение получаемых продуктов.

Гидроочистка топливных и масляных дистиллятов, гидрообессеривание нефтяных остатков, гидрокрекинг, гидроизомеризация. Назначение процессов. Основные факторы. Современные схемы реакторных блоков установок. Материальные балансы. Качество продуктов и их применение.

Коллоквиум 2. Подготовка природного газа к переработке И нИзкотемпературные процессы газопереработки

Значение природных газов в экономике. Сырьевая база газовой промышленности России. Разведанные запасы и геологические ресурсы газа. Ресурсы газа и его углеводородных компонентов в основных газодобывающих районах России, ресурсы газоконденсата.

Состав природных газов и газоконденсатов. Физико-химические свойства компонентов газов и газоконденсатов.

Поточные схемы газоперерабатывающих заводов. Современное состояние газовой промышленности России и СНГ, за рубежом.

Продукты, получаемые из природных газов при физической и физико-химической переработке.

Требования к качеству товарного природного газа и значение характеризующих качество газа показателей, методы контроля.

Показатели качества основных продуктов газопереработки (сжиженные углеводородные газы, СПГ, товарный гелий, стабильный конденсат, газовая сера и др.).

Очистка газов от механических примесей. Источники и негативные последствия присутствия в газах механических примесей.

Основные методы очистки природных и технологических газов от сероводорода и диоксида углерода.

Абсорбционная очистка газов, промышленные абсорбенты, их характеристика. Основы абсорбции.

Осушка природных и углеводородных газов. Влагометрия углеводородных газов, общие положения.

Утилизация сероводорода. Производство серы модифицированным процессом Клауса. Химизм процесса, факторы, влияющие на процесс Клауса.

Основное оборудование для процесса получения серы. Технологические схемы установок Клауса.

Характеристика основных низкотемпературных процессов разделения углеводородных газов: низкотемпературная конденсация, низкотемпературная абсорбция, низкотемпературная ректификация, низкотемпературная адсорбция.

Способы получения холода, используемые холодильные циклы. Внутренние холодильные циклы (дросселирование, применение детандеров), каскадные и комбинированные холодильные циклы.

Установки извлечения пропана и высших углеводородов. Глубокая переработка газа с извлечением этана.

Жидкие продукты ГПЗ: ШФЛУ, газовый конденсат, сжиженные газы. Показатели качества продуктов.

Криогенное производство гелия и СПГ. Общие сведения. Проблемы качества природного газа в индустрии СПГ.

Крупнотоннажные заводы по производству СПГ. Используемые технологические процессы сжижения природного газа.

Малотоннажные установки для сжижения природного газа. Развитие производства сжиженного природного газа в России и мире.

Использование сжиженного природного газа. Перспективы использования сжиженного природного газа в качестве моторного топлива.

Современное состояние и перспективы развития мирового производства гелия. Ресурсы гелия в основных газодобывающих районах России, Потенциал главных гелийсодержащих месторождений Восточной Сибири и Якутии.

Способы выделения гелия из природных газов: криогенный способ, абсорбционный способ, способ гидратообразования, мембранный способ. Сущность и сравнение методов.

Применение газообразного и жидкого гелия в различных областях науки и техники, стратегическое значение гелия.

Коллоквиум 3. Производство технологического газа и низших олефинов, продукты на их основе

Каталитическая конверсия углеводородных газов. Физико-химические основы процесса. Катализаторы конверсии газообразных углеводородов.

Автотермическая конверсия природного газа. Технологические особенности и аппаратурное оформление.

Высокотемпературная некаталитическая конверсия углеводородных газов.

Аппаратурное оформление различных технологических процессов конверсии углеводородных газов.

Получение водорода из синтез-газа. Применение водорода. Использование технологического газа для синтеза аммиака. Перспективы использования водорода в качестве топлива.

Производство синтетических жидких углеводородов (СЖУ). Производство на основе синтез-газа синтетических моторных топлив по методу Фишера-Тропша.

Производство метанола. Физико-химические основы процесса. Промышленные методы производства метанола. Катализаторы синтеза метанола.

Принципиальная схема синтеза метанола. Аппаратурное оформление синтеза метанола.

Производство добавок к моторным топливам и высших спиртов. Производство диметилового эфира. Использование оксигенатов в моторных топливах. Преимущества и недостатки.

Пиролиз как основной процесс производства низших ненасыщенных углеводородов. Химизм процесса. Факторы, влияющие на процесс. Технологическое оформление, принципиальная схема.

Поточная схема очистки и разделения газа пиролиза. Получаемые продукты.

Каталитическое дегидрирование низших парафиновых углеводородов. Получаемые продукты, области их применения.

Производство и применение изобутилена. Принципиальная схема дегидрирования изобутана в кипящем слое катализатора. Производство бутадиена и изопрена, области их применения.

Одностадийное дегидрирование бутана. Схема процесса. Выделение и разделение бутан-бутиленовой фракции.

Двухстадийное дегидрирование изопетана. Получение изопрена из 2-метилпропена и формальдегида.

Производство полиолефинов и других полимеров для пластмасс. Полимеризация и поликонденсация, химизм.

Производство полиэтилена и полипропилена, сравнение свойств, области применения полипропилена. Производство полистирола, свойства и применение.

Общие представления о синтетических каучуках. Каучуки общего и специального назначения. Области применения синтетических каучуков

Производство спиртов гидратацией газообразных олефинов. Сернокислотная гидратация олефинов, химизм процесса. Принципиальная схема производства изопропилового спирта сернокислотной гидратацией пропилена.

Прямая гидратация олефинов. Производство этанола прямой гидратацией этилена. Катализаторы процесса. Cхема производства этанола, реакционные устройства.

Производство кислородсодержащих продуктов (оксиды олефинов, карбонильные соединения, кислоты). Области применения.

Методы получения и области применения оксидов этилена и пропилена. Хлоргидринный метод получения оксидов олефинов, прямое окисление этилена в этиленоксид, получение пропиленоксида окислением пропилена гиропероксидом этилбензола.

Прямое окисление олефинов в альдегиды и кетоны на палладиевых катализаторах, химизм процесса. Получение ацетальдегида одностадийным и двухстадийным гомогенным каталитическим методом.

Окисление олефинов по метильной группе. Производство акролеина окислением пропилена, катализаторы и условия процесса.

Промышленные методы производства уксусной кислоты. Получение уксусной кислоты карбонилированием метанола.

Источники ароматических углеводородов (жидкие продукты пиролиза, коксования, риформинга). Методы выделения и разделения ароматических углеводородов и направления их использования.

Комплекс «Ароматика» – принципиальная схема. Характеристика (химизм, условия, особенности технологии) процессов, входящих в комплекс «Ароматика» (каталитическое диспропорционирование, термическое гидродеалкилирование, изомеризация, селективная экстракция, адсорбционное разделение).

Алкилирование бензола этиленом, пропиленом, олефинами С9. Технологическое оформление процессов алкилирования, основные направления использования полученных продуктов.

Производство кислородсодержащих продуктов окислением алкилароматических и нафтеновых углеводородов

Производство фенола и ацетона кумольным методом (химизм, условия, технологическое оформление процесса). Получаемые продукты и сферы их применения.

Газофазное окисление ароматических углеводородов. Условия газофазного окисления, основные продукты окисления и области их применения.

Физико-химические основы действия ПАВ. Основные методы получения ПАВ и области их использования.

Http://gigabaza. ru/doc/184433.html

ЗАВОДА ПО ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТЯНОГО ПОПУТНОГО ГАЗА НА ОСНОВЕ ПРИМЕНЕНИЯ СОВРЕМЕННЫХ ХОЛОДИЛЬНЫХ ЦИКЛОВ

2.1. Анализ существующей ситуации по добыче, переработке и сжиганию нефтяного попутного газа на факелах в Кондинском районе.

2.2. Анализ рынка энергоресурсов и сырья для химической промышленности Кондинского и близлежащих районов.

4.1.4. Выбор технологической схемы сжижения и разделения нефтяного попутного газа на углеводородные составляющие, параметров хранилищ и отгрузки ССОГ и сжиженных углеводородных газов.

6.2. Динамика издержек и доходов предприятия по утилизации нефтяного попутного газа. Отчет о прибылях и убытках.

7.2. Динамика издержек и доходов предприятия по утилизации нефтяного попутного газа. Отчет о прибылях и убытках.

8.1. Потенциальные проблемы и критические риски. Способы минимизации рисков.

На сегодняшний день в Кондинском и других районах Ханты-Мансийского автономного округа очень остро стоит вопрос обеспечения объектов ЖКХ тепловой энергией. В связи с малоэффективным оборудованием котельных, большими потерями в тепловых сетях, низкой эффективностью использования топлива (в основном, угля, дров и нефти) себестоимость тепловой энергии велика и составляет руб./Гкал.

Вместе с тем, ежегодно на нефтяных месторождениях Кондинского района сжигается около 130 млн. м3 НПГ. Стратегия округа в области рационального использования ресурсов нефтяного попутного газа (НПГ) направлена на достижение 95%-ного уровня его утилизации к 2010 г.

-Газ» совместно с администрацией Кондинского района, Управлением ЖКХ при поддержке Департамента инвестиций, науки и технологий Ханты-Мансийского АО инициировали проект, который предусматривает утилизацию НПГ с использованием современных криогенных технологий и поставку продуктов переработки НПГ для газификации населенных пунктов Кондинского и Октябрьского районов (объекты соцкультбыта, жилой фонд, промышленные предприятия).

Целью данного проекта является организация на производственной базе – Газ» завода по переработке нефтяного попутного газа на основе применения современных холодильных циклов для сжижения и разделения газов и производство сжиженных газов.

Тем самым предлагается решить проблему утилизации НПГ на Даниловском месторождении ТПП «Урайнефтегаз», а также частично проблему эффективного и надежного газоснабжения населенных пунктов Кондинского и Октябрьского районов Ханты-Мансийского АО.

-Газ» – ведущее предприятие, снабжающее предприятия и население Кондинского и Октябрьского районов ХМАО сжиженным газом (пропаном). Основным потребителем сжиженного газа является население, использующее газ для бытовых целей.

-Газ» планирует приобрести завод по сжижению и разделению газов компании «Криопак» (США) для Утилизации НПГ и производства следующих Углеводородных компонентов:

– сжиженный сухой отбензиненный газ (ССОГ) – 13477 т/год – планируется использовать для получения тепловой энергии индивидуальными котлами в муниципальных образованиях Кондинского района взамен существующих котельных на угле, дровах, нефти (7000 т) и реализуется на рынке (6477 т);

– сжиженный пропан-бутан технический (СПБТт/год – планируется поставлять на завод компания «МДФ» (пгт. Мортка Кондинского района);

– стабильный газовый бензин (СГБт/год – планируется направлять на газоперерабатывающий завод в г. Нягань.

Переработка НПГ осуществляется на установке низкотемпературной сепарации компании Криопак. Транспортировка фракций до места реализации производится в цистернах автотранспортом.

Реализация проекта направлена на достижение следующих Стратегических целей:

2) Производство сжиженного сухого отбензиненного газа, необходимого для производства тепловой энергии в населенных пунктах Кондинского района, в также сжиженных углеводородных газов (СПБТ, СГБ) для промышленного и бытового потребления.

3) Газоснабжение населенных пунктов Кондинского района с использованием ССОГ на льготных условиях и соответствующее снижение себестоимости производства тепловой энергии.

Ценовая политика – Газ» в отношении сбыта производимых сжиженных газов предполагает поставку 7000 т ССОГ на нужды теплоснабжения по льготной цене 3000 рублей за /т. В результате такой ценовой политики предприятия будет обеспечено снижение себестоимости производства тепловой энергии в районе (до 607 р./Гкал) при сохранении высокой экономической эффективности завода по переработке НПГ. Снижение себестоимости тепловой энергии означает постепенный отказ от дотаций из бюджета, а также значительную экономию бюджетных средств, ранее перечисляемых на нужды теплоснабжения (более 56 млн. р. в год).

Для реализации проекта необходимы инвестиции в размере 352 млн. руб. Эти средства будут направлены на приобретение необходимого оборудования (установка «Криопак», емкости), транспортных средств (тягачи, цистерны) и работы по проектированию и запуску завода в эксплуатацию.

Http://pandia. ru/text/77/190/26567.php

На сегодняшний день ТОО «Амангельдинский газоперерабатывающий завод» является самым крупным производителем нефтепродуктов и сжиженного газа в Жамбылской области. В производственные мощности входят Установки МПУ – 4 -200., УПГ – 4,38., УПН – 100., установка по производству Авиакеросина, Нефтебаза.

Переработка углеводородного сырья на газоконденсатном месторождении «Амангельды» Мойнкумского района Жамбылской области

Установка по переработке углеводородов МПУ-4-200 была запущена в эксплуатацию весной 2006 года и предназначена для производства бензина марки Аи-80, дизельного топлива, также их компонентов – легкого и среднего дистиллята. Мощность установки – 200 тыс. тонн продукции в год. Оснащен современным технологическим оборудованием Казахстанско – Российского производства. Утилизация попутных газов на газоконденсатном месторождении «Амангельды» Таласского района

УПГ-4,38 – установка по переработке факельного газа и производству сжиженного газа, мощностью более 4 млн. кубометров газа в год. Современная технология и оборудование позволяют получать качественную продукцию, соответствующую международным стандартам. Установка полностью автоматизирована, управление дистанционное. Высококвалифицированный персонал обеспечивает безаварийную и бесперебойную работу завода круглые сутки. Установка является экологическим проектом и построена в рамках реализации закона РК « О Недрах и недропользовании, об утилизации факельных газов в нефтегазовой промышленности», введена в эксплуатацию 2009 г. Оборудование производства Германии. Оснащена системой противопожарной сигнализации, пожаротушения и системой видеонаблюдения.

В комплектацию установки УПН-100 входят: УПН – 100, железнодорожная и автомобильная эстакады слива – налива сырья и продукции на 48 вагонов, блок компаундирования. Завод оснащен современной системой противопожарной сигнализации, пожаротушения и системой видеонаблюдения. Установка по производству Авиакеросина

Легкий дистиллят по СТ ТОО041040002401-01-2011 Бензин АИ-80 по СТ РК 1183-2003 Бензин АИ-80 Нормаль по СТ РК 1183-2003 на соответствие ГОСТ Р 51105-97 Бензин АИ-92 СТ РК 11-83-2003 Нефрас С 50/170 по ГОСТ 8505-80 Топливо дизельное марки «Л» 0,2-40 по ГОСТ 305-82 Топливо Дизельное марки «Л» 0,2-62 по ГОСТ 305-825 Топливо дизельное марки «З» 0,2-минус 35 по ГОСТ 305-82 Топливо дизельное марки «А» 0,2- минус 55 по ГОСТ 305-82 Топливо дизельное зимнее (межсезонное) по СТ ТОО 041040002401-03-2011 Топлива для реактивных двигателей ТС -1 по ГОСТ10227-86 Топливо нефтяное. Мазут М-100 по ГОСТ-10585-99 Топливо печное бытовое по СТ66095-1910-ТОО-39-05-2014 Дистиллят средний для специфических процессов переработки СТ ТОО0410400538131-02-2011 Фракция пентан-гексановая. СТ 66095-1910-ТОО-38-03-2012 Тяжелое жидкое дистиллятное топливо. Тяжелый атмосферный дистиллят перегонки нефти.

Предназначена для хранения и транспортировки нефтепродуктов. На территории нефтебазы существуют железнодорожная и автомобильная сливно-наливная эстакада. Объем парка для хранения готовой продукции – 3450 м3. Количество обслуживающего персонала – 10 чел. Оснащена системой противопожарной сигнализации, пожаротушения и системой видеонаблюдения.

Http://agpz. kz/proizvodstvo. html

Автор: Группа ЭРТА

Включение данной главы в общий обзор, описывающий газовую отрасль, необходимо, поскольку:· газопереработка является важным элементом добычи газа и газового конденсата;

· сухой (отбензиненный) газ, получающийся, как правило, в результате переработки ПНГ, является существенной составляющей в общем объеме производимого в России газа (в настоящее время – около 5%, с перспективой роста)

· газификация в России осуществляется как сетевым, так и сжиженным газом и, соответственно, реализация сжиженного газа является, наряду с реализацией сетевого газа, одним из основных видов деятельности ГРО.

Зачастую при рассмотрении вопросов газовой отрасли вопросы газопереработки, производства и поставки сжиженных газов опускают, поскольку они являются вторичными по отношению к вопросам природного газа и задевают ряд смежных областей промышленности.

Обычно под газопереработкой в нефтегазодобыче и переработке углеводородов понимают процессы обработки:

· углеводородных газовых смесей (для выделения специальных составляющих, например, гелия).

Причем газопереработка в первом из перечисленных смыслов чаще всего и подразумевается, когда обсуждают вопросы газопереработки, поскольку значительная часть газоперерабатывающих заводов России занимаются именно переработкой ПНГ и, кроме того, вопросы переработки ПНГ задевают наибольшее количество отраслей и подотраслей промышленности: ПНГ в основном добывают нефтяные компании, существует целая подотрасль переработки ПНГ, продукты переработки ПНГ используются в газовой отрасли и в нефтехимии.

Для понимания дальнейшего содержания настоящей главы целесообразно посмотреть расшифровку и определение понятий ПНГ, ШФЛУ, Сжиженные газы в главе «Сокращения, аббревиатуры, специальные термины и понятия» настоящего Отчета (особо обратить внимание на различие СПГ и СНГ, неспециалисты их иногда путают). Кроме того, введем следующие обозначения:

С6+ – гексан и его изомеры и более тяжелые фракции (в подобных обозначениях знак «+» буквально означает: и более тяжелые фракции).

Напомним, что изомерами называются вещества, имеющие одинаковый химический состав, но различное пространственное строение составляющих их молекул и, соответственно, физические свойства. Некоторые изомеры являются важным исходным сырьем для производства конкретных продуктов нефтехимии.

Под нефтяным (попутным) газом понимается смесь легких газообразных углеводородов, находящихся в пластовых условиях в растворенном состоянии в нефти. Его содержание может колебаться от нескольких единиц до нескольких тысяч кубических метров (содержание более 500 считается высоким) на тонну нефти. Растворенный газ содержит, кроме метана, более 10% этана, пропана, бутана и других углеводородов. Выделяемую при переработке ПНГ смесь этих более тяжелых углеводородов (С3+) относят к широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Эти углеводороды являются ценным сырьем для производства гаммы продуктов нефтехимической промышленности, включая синтетические каучуки, шины, синтетические волокна и ткани, компоненты моторных топлив, полиэтилен, полипропилен и изделий из них и многое другое.

По состоянию в природе и технологии получения к нефтяному газу близок находящийся в свободном состоянии природный газ первичных газовых шапок, извлекаемый из пласта при добыче нефти. По сравнению с ПНГ в нем значительно меньше легких углеводородов (менее 2%) и он, поскольку находится в свободном состоянии, не требует отделения (сепарации) от нефти, а подвергается лишь механическому очищению и, при необходимости, компримированию (т. е. сжатию, для последующей транспортировки по трубопроводам). Объединяет нефтяной газ и природный газ газовых шапок то, что их добыча происходит одновременно и вместе с добычей нефти, в отличие от природного газа, добываемого из газовых скважин.

Для утилизации нефтяного газа должны быть построены сепараторы, системы промысловых газопроводов, компрессорные станции, установки осушки и очистки газа от сероводорода (там, где в газе содержится сероводород) и газоперерабатывающие заводы с системами для транспортировки продуктов переработки (газопроводы, продуктопроводы, наливные эстакады). Существующие в настоящее время на большинстве разрабатываемых месторождений необходимые сооружения и инфраструктура утилизации ПНГ были созданы еще в советский период, наиболее крупным комплексом по утилизации и переработке ПНГ являются ряд ГПЗ Западной Сибири, которые ранее входили в состав ОАО «СибНефтеГазПереработка» (СНГП), а теперь входят в состав ОАО «СИБУР-Тюмень».

Рассмотрим в общих чертах технологию получения ПНГ (см. Приложение [ГАЗОПЕРЕРАБОТКА-1]). При добыче нефти из скважин получают некую пластовую смесь (жидкость) и сначала из нее удаляют основную массу воды (она может составлять более 90% смеси). Полученная нефть может иметь самые различные газовые факторы (количество кубометров ПНГ на 1 т нефти): от низкого – содержание ПНГ менее 200 куб. м на 1 т нефти и достаточно типичного для западной Сибири – 400-600 куб. м на 1 тонну нефти, до аномально высокого газового фактора – 2500 куб. м на 1 т нефти. Затем нефть, для выделения из нее ПНГ и подготовки ее к транспортировке, направляют на механические сепараторы (например, вихревые). Далее нефть может подвергаться дополнительной подготовке (очистке, осушке и т. д.) и затем, через узлы замера, нефть подается в транспортную систему (по нефтепроводам или в ж/д цистернах).

В типичном варианте нефтяная смесь для отделения от нее ПНГ проходит 3 последовательные стадии сепарации. При входе на первую ступень сепарации нефть имеет давление около 8 атм (за счет естественного пластового давления, которое может быть увеличено газлифтными методами – нагнетанием смесей в пласт, или за счет давления, создаваемого скважинными насосами). На каждой стадии сепарации в результате движения нефтяной смеси под собственным давлением происходит выделение части ПНГ и падение давления смеси. На первой ступени сепарации выделенный ПНГ составляет 60-70% всего ПНГ и имеет давление 6-8 атм при содержании С1+С2 – до 80%, С3+ – 20% (100-200 г/куб. м), на второй ступени сепарации выделенный ПНГ составляет 20-30% всего ПНГ при давлении 3-4 атм и содержании С1+С2 – 60-70%, С3+ – 30-40% (300-400 г/куб. м), на третьей ступени – выделяется всего 5-10% ПНГ при избыточном давлении 0,2-0,3 атм и содержании С3+ – от 1000-1500 до 2000-2500 г/куб. м.

Существуют различные варианты использования выделенного ПНГ. При невысоком газовом факторе более сухой газ 1-2 ступеней сепарации может использоваться нефтяными компаниями без дополнительной переработки как топливный газ на собственных энергетических установках либо подаваться на региональные ТЭЦ (так ежегодно несколько млрд. куб. м газа, собираемого АО «Сургутнефтегаз», подается на Сургутскую ГРЭС, принадлежащую ОАО «Тюменьэнерго»). Собранный ПНГ может перерабатываться на месте, закачиваться в пласт, подаваться на ГПЗ для дальнейшей переработки или просто сжигаться в факелах.

Как правило, системы сбора и подачи ПНГ на ГПЗ принадлежат нефтяным компаниям. При строительстве ГПЗ их месторасположение старались выбирать так, чтобы ПНГ на них мог подаваться по трубопроводам под собственным давлением (т. е. выбиралась средняя точка между близлежащими месторождениями). Обычно на промысле смешивают ПНГ 1 и 2 ступени сепарации и подают в трубопровод ПНГ при давлении около 5 атм с содержанием С3+ 300-350 г/куб. м. Если расстояние до ГПЗ велико, то ПНГ необходимо дополнительно компримировать (сжимать) для подачи на ГПЗ по трубопроводу, это – энергоемкая и, следовательно, дорогостоящая процедура. Поскольку ПНГ 3 ступени сепарации необходимо было бы компримировать в любом случае (хотя бы до 5 атм), то нефтедобывающие компании, чтобы не нести лишних затрат, его либо сжигают, либо закачивают в пласт, либо как-то используют или перерабатывают на месте (еще раз отметим, что с точки зрения содержания сырья для нефтехимии этот газ является самым ценным).

В 1999г. ресурсы нефтяного (попутного) газа в Российской Федерации составили 34,5 млрд. куб. м, из которых было использовано 28,2 млрд. куб. м (или 92,5%), остальные 5,97 млрд. куб. м были сожжены в факелах. Основным районом добычи и переработки нефтяного газа в Российской Федерации является Тюменская область, где добывается около 80% всего получаемого в стране нефтяного газа. Значительные ресурсы нефтяного газа имеются также в Томской области (например, Лугинецкое месторождение), республике Коми, Оренбургской и Архангельской областях. Более подробно информация об объемах добычи ПНГ в России в 2000г. представлена в Приложении [ДОБЫЧА-1], при этом отметим, что в сводной отраслевой информации объемы добычи ПНГ с 2000г. стали выделяться отдельной строкой (ранее указывались суммарные объемы добычи газа, природного и попутного). Данные по ресурсам, добыче и уровню использования ПНГ в Тюменской области за 1998г. представлены в следующей таблице:

Ресурсы, добыча и использование нефтяного (попутного) газа в Тюменской области в 1998г.

* здесь применяется общепринятая в нефтяной отрасли терминология (ресурсы = добыча+сжигание в факелах)

Дополнительным фактором вовлечения нефтяного газа в промышленный оборот является установление государством уровня экологических требований, не позволяющих сжигать ПНГ больше установленных норм. В Западной Сибири использование попутного нефтяного газа составляет 84% от общего уровня добычи, что означает сжигание в год около 5 млрд. куб. м этого газа (В 2000г. на территории России было добыто 29 025 млн. куб. м ПНГ). При сжигании газа в факелах образуются продукты сгорания (окислы углерода и азота, сажа и т. д.), которые наносят значительный экологический вред. В 1999г. неиспользованные ресурсы нефтяного газа в Тюменской области составили около 4,2 млрд. куб. м, в Томской области – 587 млн. куб. м, в Европейской части России – около 1,1 млрд. куб. м (в основном – республика Коми, Архангельская и Оренбургская области). В 1999г. расход газа на собственные нужды нефтегазодобывающих предприятий для использования на промыслах с учетом технологических потерь в целом по стране составил 4,8 млрд. куб. м. (остальной ПНГ сжигается в факелах или перерабатывается).

Требования по уровню использования ПНГ отражаются в условиях лицензионного соглашения при получении недропользователем лицензии на право использования недр. Необходимо признать, что в настоящее время недропользователи не всегда выполняют лицензионные условия по утилизации ПНГ. Кроме того, технологическая схема утилизации ПНГ рассматривается ЦКР при утверждении общей схемы разработки месторождения. Штрафы за факельное сжигание ПНГ относительно (по сравнению с уровнем доходов от реализации нефти) невелики и налагаются за ПНГ, сожженный «сверх нормативов», а установление этих нормативов для каждого месторождения – это особая процедура … В итоге по неофициальной информации реальное количество сжигаемого на факелах ПНГ почти в два раза превышает официальные данные (и, соответственно, составляет около 10 млрд. куб. м).

Рассмотрим более подробно процессы переработки ПНГ (см. Приложения [ГАЗОПЕРЕРАБОТКА-2 и -11]). На ГПЗ, помимо целой серии компрессоров с сепараторами (как правило, сепаратор имеется на входе в каждый компрессор и на схеме газопереработки отдельно не указывается), имеется основной комплекс газопереработки. Он, как правило, включает в себя:

· процесс химической очистки и осушки газа (как правило, газ прокачивают через контейнеры с циолитами – соединениями натрия);

· процесс разделения С1+С2 и С3+ методом охлаждения – первичное разделение и охлаждение производится, как правило, на установках пропанового цикла (пропан является хладагентом), далее температура понижается при снижении давления основной газовой смеси (для рекуперации части энергии используются турбодетандеры).

На выходе из ГПЗ отбензиненный газ для подачи в магистральный газопровод сжимают до рабочего давления газопровода (50-55 атм или 70-75 атм) и охлаждают (газ нагревается после сжатия).

Отметим, что некоторые ГПЗ Западной Сибири (Губкинский, Красноленинский) не содержат элементов описанного выше основного цикла газопереработки (просто потому, что в свое время они не были достроены). На них имеются только циклы сепарации, сжатия и осушки, и выходящий с них газ с высоким содержанием С3+ (не соответствующим стандартам приемки газа в магистральные газопроводы) подается в магистральные газопроводы в относительно небольшом количестве и размешивается в основном потоке природного газа. Получаемая в результате смешения газовая смесь уже соответствует стандартам магистральных газопроводов. Так же некоторые промысловые установки по переработке газа фактически содержат только дополнительные сепараторы, компрессоры и систему осушки.

Строго говоря, традиционно реализованный в России подход к переработке ПНГ нельзя назвать полноценной переработкой газа, а ШФЛУ – это чисто российское понятие, практически нигде в мире больше не встречающееся. Имеющиеся в стране ГПЗ скорее являются «устройствами для подготовки ПНГ к дальнейшей транспортировке», а первой стадией полноценной переработки ПНГ является его фракционирование (см. ниже). Соответственно, в мировой практике ПНГ, как правило, подвергают более глубокой переработке на местах и далее транспортируют (и реализуют) уже полноценные продукты нефтехимии (а не ШФЛУ, которая по сути является полупродуктом).

Таким образом, собственно газопереработка по большому счету является процессом получения сухого газа и подготовительным процессом для нефтехимии. На классическом заводе по переработке ПНГ в России происходит не выделение различных фракций из ПНГ, а разделение ПНГ на легкие и тяжелые фракции. Легкие фракции, т. е. сухой отбензиненный газ, можно подавать в распределительные сети и магистральные газопроводы; по сравнению с природным газом, отбензиненный газ содержит повышенное количество С2+ (прежде всего – С2), поскольку в России в настоящее время практически нет переработки ПНГ с выделением этана. Тяжелые фракции – ШФЛУ, являются первичным сырьем для нефтехимии, которое для дальнейшего использования необходимо фракционировать, т. е. выделять по отдельности С3, С4, С5, С6+ (и их смеси). Отдельные же фракции и ограниченные смеси фракций (например, сжиженные газы С3+С4 и бензиновые фракции С5+С6) получаются на ГПЗ в небольших количествах, как «побочный продукт». Так работают ГПЗ Западной Сибири и Самарской области. На ГПЗ в европейской части России, например на Пермском ГПЗ, имеются ГФУ (ГазоФракционные Установки), на которых производится разделение подаваемой смеси (чаще всего – ШФЛУ) на отдельные фракции. Устанавливаются ГФУ и на нефтехимических предприятиях (на Тобольском НХК, например). Для транспортировки ШФЛУ с ГПЗ Западной Сибири на Тобольский НХК построен трубопровод (продуктопровод). Ранее существовал и продуктопровод через Урал, на заводы в Европейской части России, но в начале 90-х годов он взорвался и позже не был восстановлен. Кроме того, ШФЛУ перевозят в специальных цистернах под давлением (в цистерны ШФЛУ разливают с использованием наливных эстакад).

Объем нефтяного газа, переработанного на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ), в 1999г. составил 12,3 млрд. куб. м, в том числе на ГПЗ Тюменской области – 10,3 млрд. куб. м (83,7% всей переработки). По заявлениям нефтяников, при сохранении существующих цен на ПНГ (эти цены устанавливаются Правительством РФ) они будут снижать объемы его поставок на ГПЗ. В 90-х годах снижение объемов переработки было вызвано снижением объемов сбора ПНГ, который, в свою очередь, был вызван общим снижением объемов добычи нефти в стране. Сейчас, на фоне роста объемов добычи нефти, четко видно, что нефтяные компании начали организовывать собственные схемы утилизации ПНГ (как правило не очень эффективные, так как в первую очередь ПНГ используется как топливный газ для энергетических установок) и уменьшать объемы поставки ПНГ на ГПЗ. Нефтяные компании недовольны ценами, по которым у них ГПЗ закупают ПНГ, не согласны с энерготарифами, которые устанавливаются для них, как для потребителей продукции АО-энерго (при том, что эта энергия производится в значительной степени на сухом газе, получаемом из поставляемого ими ПНГ).

Отбензиненный газ, производимый газоперерабатывающими заводами Тюменской области, используется в качестве топлива на Сургутской и Нижневартовской ГРЭС, поставляется на нужды местных потребителей, а также частично транспортируется по системе магистральных газопроводов ОАО «Газпром» за пределы Тюменской области.

Под переработкой природного газа будем понимать выделение из него в промышленных масштабах этана, гелия, других элементов, первичную переработку газового конденсата, а также очистку газа перед транспортировкой по трубопроводам (например, от серы и сероводорода, с получением при этом чистой серы и серной кислоты).

При добыче газа из газоконденсатных месторождений выделение (конденсация) газового конденсата производится непосредственно на месторождении (см. определение Газового конденсата). Далее может осуществляться как дополнительная переработка и очистка газа для подачи его в магистральные газопроводы, так и переработка газового конденсата. До мест переработки газ доставляется по газопроводам, а конденсат – в жидком состоянии по трубопроводам (продуктопроводам) или в железнодорожных цистернах. Но для транспортировки газового конденсата в жидком состоянии из него нужно выделить легкие (летучие) фракции, эта процедура называется стабилизацией конденсата и, как правило, также производится рядом с местом добычи конденсата. В результате процесса стабилизации из первичного газового конденсата получают стабильный газовый конденсат (который можно транспортировать далее в жидком состоянии) и низконапорный (т. е. с низким давлением) газ стабилизации, который, по сравнению с природным газом, содержит повышенное количество С2+. Газ стабилизации стараются использовать, как правило, на месте его получения, поскольку для подачи в магистральные газопроводы он требует дополнительной переработки (прежде всего, выделения С3+) и компримирования (сжатия). Газовый конденсат является ценным сырьем для нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий.

Необходимость выделения из добываемого газа этана, гелия (и других компонент) может быть зафиксирована в условиях лицензионного соглашения на право добычи природных ресурсов. Технологические схемы и параметры газопереработки, осуществляемой на месте добычи газа, рассматриваются на ЦКР при утверждении проекта разработки месторождения.

В Приложении [ГАЗОПЕРЕРАБОТКА-11] популярно описаны технологии переработки и разделения углеводородных газов.

Из природного газа при углубленной переработке можно выделять этан (например, для дальнейшей переработки в этилен и полиэтилен). Большая часть добываемого в России природного газа (около 60% от общего объема добычи) является этаносодержащим газом. Технические стандарты на состав прокачиваемого по магистральным газопроводам газа допускают содержание в нем этана и, следовательно, выделение этана можно производить не в месте добычи, а в месте потребления, на выходе из магистрального газопровода. Переработка «на этан» практически отсутствует в России, но уже широко внедрена во многих странах. В России этан выделяется на Оренбургском газоперерабатывающем комплексе, принадлежащем ООО «Оренбурггазпром» (270 тыс. т этана в год), а также на Миннинбаевском ГПЗ в Татарстане (на ОАО «Миннибаевский ГПЗ» производится 80 тыс. т этана в год). Для сравнения, в мире в 1997г. только для производства этилена производилось около 130 млн. т этана в год.

Несмотря на то, что выделение этана из природного газа технологически возможно и экономически целесообразно, в СССР оно относилось к проблемам второго плана (по сравнению с проблемами добычи и транспортировки природного газа).

Оценим возможность промышленного выделения этана в настоящее время. Производство этана можно вести прямо на месторождении, но тогда возникают проблемы с транспортировкой полученного сырья до нефтехимических заводов, где происходит дальнейшая переработка этана в этанол, этилен и, после еще одного цикла переработки, в полиэтилен. Транспортировка этана может производиться либо по трубопроводу (продуктопроводу), но его строительство слишком дорого (длина такого продуктопровода в российских условиях будет составлять несколько сотен километров, объемы этана, прокачиваемые по нему, будут в десятки раз меньше объемов прокачиваемого по существующей системе газопроводов природного газа, а затраты на строительство трубопровода сопоставимы с затратами на строительство трубопровода для природного газа, что сразу сводит на нет всю выгоду от производства этана), либо в сжиженном состоянии железнодорожным, автомобильным, речным/морским видами транспорта, поскольку перевозка этана в газообразном состоянии этими видами транспорта экономически нецелесообразна. Сжижение этана является почти таким же энергоемким процессом, как и сжижение метана, и для его перевозки требуются специальные криогенные контейнеры или цистерны, поэтому такой вариант транспортировки также экономически нецелесообразен. Выходом из этого положения, и это подтверждает мировая практика, является строительство полного производственного комплекса, выделяющего и перерабатывающего этан сразу в ряд конечных продуктов. Однако для России, с ее огромными расстояниями и малой заселенностью основных газодобывающих регионов, и такой подход не всегда является экономически целесообразным.

Другим вариантом производства этана может быть размещение завода по выделению этана в промышленно развитых регионах, рядом с магистральными газопроводами, по которым и будет поставляться сырье для производства этана. Но поскольку содержание этана в природном газе существенно меняется от месторождения к месторождению (в сеноманских месторождениях его содержание не превышает 2-5%; при этом расчеты показывают, что выделение этана из природного газа рентабельно при содержание этана в добываемом газе не менее 8%) и почти весь добываемый в России газ закачивается в единую систему газопроводов, то в газопроводах происходит, во-первых, частичное выравнивание состава газа, приводящее к падению содержания этана, а, во-вторых, перенаправление потоков газа, приводящее к нестабильному составу перерабатываемого газа (т. е. возможно периодическое падение содержание этана в поставляемом газе).

Мощности по производству гелия в мире составляют порядка 150 млн. куб. м (при загрузке на уровне 75-85%). В середине 90-х годов потребление гелия в мире составляло около 125 млн. куб. м, из них:

В России в настоящее время потребляется менее 2 млн. куб. м гелия. Несмотря на то, что около 70% потребляемого в мире гелия используется в газообразном виде (соответственно остальные 30% – в жидком), транспортировка гелия осуществляется в основном в жидком виде, т. к. перевозка гелия в газообразном состоянии экономически нецелесообразна (велики удельные, на единицу объема газа, транспортные затраты), а объемы и режимы производства и потребления гелия не дают оснований для строительства трубопроводов для его транспортировки.

В основном гелий используется в различных криогенных установках (в медицине, микроэлектронике и ракетной технике), при сварке и резке металлов, в водолазных работах, для наполнения летательных аппаратов и т. д. Можно ожидать увеличение потребления гелия при развитии дирежаблестроения. Ключевую роль в обеспечении мирового спроса на гелий играют компании «Эйрко», «Эйр Продактс» (совладелец одного из крупнейших в мире заводов по производству гелия в Алжире мощностью 21 млн. куб. м в год), «Экссон», «Юнион Корбайд» и Горнорудное бюро США, а доминируют три первых из названных. Транспортировка гелия на международном рынке осуществляется в жидком состоянии, как правило, в специализированных контейнерах производства американской фирмы «Гарднер Криогеник». В частности, в этих контейнерах производится поставка гелия на экспорт с Оренбургского гелиевого завода (причем фирма – арендодатель контейнеров определяет направления и цены поставок гелия).

Промышленное извлечение гелия из природного газа считается целесообразным при содержании гелия в газе свыше 0,2%. Традиционно, еще с советских времен, гелий считается в России стратегическим сырьем, хотя в настоящее время формально в стране существуют ограничения только на производство и реализацию изотопов гелия.

На сегодняшний день спрос на гелий в мире считается стабильным. Увеличение спроса на 10-15% может быть быстро удовлетворено за счет уже имеющихся мощностей.

Выделение гелия из природного газа производится путем глубокого охлаждения. Причем при последовательном охлаждении природного газа сначала сжижаются (и, соответственно, могут быть отделены) фракции С3+, затем – этан, затем – метан, а то, что останется в газообразном состоянии – и есть инертные газы (с очень низкой температурой сжижения), в частности – гелий.

В России производство гелия в основном осуществляется на Оренбургском гелиевом заводе, входящем в состав Оренбургского газоперерабатывающего комплекса ОАО «Газпром» и производящем около 4 млн. куб. м гелия в год (при проектной мощности около 9 млн. куб. м в год). Поскольку количество гелия в добываемом в Оренбурге газе изначально существенно превышало возможности завода по производству гелия (да и потребности России в гелии), то из части перерабатываемого природного газа гелий не выделялся, а, наоборот, производилось повышение содержания гелия в природном газе до 2-3%, и получившийся гелиевый концентрат закачивался в подземные хранилища (как правило – в выработанные пласты). В настоящее время производство и закачка гелиевого концентрата в пласты практически не производится.

Гелий из гелиевого концентрата, поставляемого из Оренбурга, производит Московский газоперерабатывающий завод.

В России, наряду с природным газом, состоящим в основном из метана и находящимся при нормальных условиях в газообразном состоянии, активно используется и так называемый «сжиженный» газ (или сжиженные нефтяные/углеводородные газы). Основным первичным сырьем для получения сжиженных газов являются нефть, газ и конденсат, добываемые из газоконденсатных и нефтяных месторождений.

Сжиженные углеводородные газы – это легкие углеводороды: пропан (C3H8), бутан (C4H10), их изомеры и их смеси в различных пропорциях (в зависимости от направлений и условий использования), которые при температуре окружающего воздуха и нормальном атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии, а при относительно небольшом повышении давления (без снижения температуры) переходят в жидкую фазу (для справки – рабочее давление бытового баллона со сжиженным газом составляет 1,6 ати).

Пропан, бутан и их смеси используются в качестве химического сырья и в газоснабжении. Достоинством сжиженных газов является удобство их применения – возможность осуществлять транспортировку и хранение в жидкой фазе, а использование (сжигание) – в газообразной.

Основными потребителями сжиженных газов в РФ являются предприятия нефтехимической промышленности и коммунально-бытовой сектор, а также, в последние годы, автомобильный транспорт. Значительная часть сжиженных газов экспортируется.

Доставка сжиженных газов от заводов-производителей до потребителей (нефтехимических предприятий, кустовых баз, газонаполнительных станций и на экспорт) осуществляется железнодорожным транспортом в специально оборудованных и работающих под давлением цистернах, или непосредственно по трубопроводам. Дальнейшая доставка сжиженных газов от кустовых баз и газонаполнительных станций, на которых осуществляется их прием, перелив в резервуары и наполнение баллонов и автоцистерн, до конечных потребителей производится автомобильным транспортом.

В быту сжиженный газ используется населением преимущественно для приготовления пищи и подогрева воды, и практически не применяется для целей отопления. Сжиженный газ употребляется в баллонах (индивидуальные дома и дачные постройки) или через групповые резервуарные установки (для газоснабжения многоэтажных домов, коммунально-бытовых, промышленных и сельскохозяйственных предприятий).

Реализацию сжиженных газов населению и коммунально-бытовым потребителям в основном осуществляют региональные и местные газораспределительные организации (так называемые «облгазы», «горгазы» и «райгазы»), которые одновременно реализуют и сетевой (природный) газ.

Сырьем для производства сжиженных газов в РФ являются: попутный нефтяной газ (извлекаемый вместе с нефтью), природный газ и газовый конденсат (извлекаемые из газовых месторождений), углеводородные газы и другие полупродукты, получаемые при их переработке (ШФЛУ и другие виды), нефть. Общая технологическая схема производства и распределения сжиженных газов в РФ представлена в Приложении [ГАЗОПЕРЕРАБОТКА-8].

Максимальное производство сжиженных газов в Российской Федерации в объеме около 9 млн. тонн было зафиксировано в 1988г. С 1989г. по 1998г. объемы производства постоянно снижались, достигнув в 1998г. 4 516 тыс. т (около 50% от уровня 1988г.). С 1999г. в производстве сжиженных газов наметился подъем: в 1999г. было произведено 5 528 тыс. т, что превысило уровень 1998г. на 22,4%. В 2000 г. объем производства сжиженных газов увеличился еще на 16,5%, достигнув 6 440 тыс. т. В 2001г. прогнозируется дальнейшее увеличение производства сжиженных газов до 6 850 тыс. т.

Сжиженные газы в РФ производятся на 4 основных типах (группах) предприятий:

    нефтехимических комбинатах (30,1% от общероссийского производства); нефтеперерабатывающих заводах (24,2%); газоперерабатывающих заводах нефтяного комплекса (17,2%); газоперерабатывающих заводах ОАО «Газпром» (28,5%).

Со стороны государства деятельность предприятий нефтеперерабатывающей и газоперерабатывающей промышленности формально курирует Министерство энергетики Российской Федерации, а нефтехимической промышленности – Министерство экономического развития и торговли Российской Федерации.

На нефтехимических и газоперерабатывающих предприятиях (где установлены ГФУ) одним из основных видов сырья для производства сжиженных газов является ШФЛУ.

На следующем рисунке представлены агрегированные данные по динамике производства сжиженных газов предприятиями каждой группы за период 1990-2000 гг.:

Более подробная информация о производстве сжиженных газов крупнейшими российскими производителями за период 1990-2000 гг. представлена в Приложении [ГАЗОПЕРЕРАБОТКА-9].

ОАО «СИБУР-Тюмень» вместе с ООО «Сургутгазпром» (дочерним предприятием ОАО «Газпром»), получающим ШФЛУ из газового конденсата, производят около 85% всего объема ШФЛУ, производимого в Российской Федерации (и 100% производимого в Западной Сибири). А совместную долю АК «СИБУР» и ОАО «Газпром» в общем объеме производства сжиженных газов в Российской Федерации в настоящее время можно оценить примерно в 60%.

Другая технологическая цепочка производства сжиженных газов включает в себя нефтеперерабатывающие предприятия, которые в процессе переработки нефти также производят сжиженные газы (относительно небольшая доля в общем объеме производства товарной продукции отдельного нефтеперерабатывающего предприятия). Заводы этой цепочки, как правило, входят в состав вертикально-интегрированных нефтяных компаний («Сургутнефтегаз», «СИДАНКО», «ЮКОС», «Роснефть», ТНК, «Лукойл», ЦТК, «Славнефть» и др.). Каждая из них имеет относительно небольшую долю (порядка нескольких процентов) на рынке производства сжиженных газов (см. Приложение [ГАЗОПЕРЕРАБОТКА-9]). Однако эти производители сжиженных газов играют важную роль в обеспечении потребностей близлежащих регионов.

Распределение сжиженных газов, производимых в России, осуществляется по 4 основным направлениям:

    коммунально-бытовой сектор (23-25% от общего объема производства сжиженных газов); нефтехимическая промышленность (40-45%); экспортные поставки (25-30%); автомобильный транспорт (3-5%).

Распределение сжиженных газов по направлениям использования за период

* До 2000 г. потребление сжиженных газов автомобильным транспортом в отраслевой отчетности отдельно не выделялось и включалось в общий объем потребления коммунально-бытового сектора.

Газификация жилого фонда сжиженным газом осуществляется путем использования индивидуальных газобаллонных установок (на 5, 27 и 50 л) и путем централизованного газоснабжения (через систему подземных или наземных резервуарных установок, обслуживающих один или несколько домов). Основной объем потребления сжиженного газа в коммунально-бытовом секторе приходится на сельскую местность и населенные пункты городского типа с населением не выше 80 тыс. человек. Из 14,3 млн. газифицированных квартир, в сельской местности находится 8,1 млн. Сжиженным газом для бытовых нужд в России пользуется около 50 млн. человек в 78 субъектах РФ (для сравнения: природный газ используют около 78 млн. человек).

В настоящее время при норме расхода 50-55 кг газа на человека в год, его потребление составляет в среднем 32-33 кг. Свыше 90% потребляемого газа используется для приготовления пищи. Сжиженный газ также является резервным топливом, которое при необходимости может заменить сетевой природный газ при использовании для целей пищеприготовления, подогрева воды и отопления небольших помещений. В сельском хозяйстве сжиженный газ иногда используется для обогрева животноводческих помещений, теплиц и т. д.

Прогнозы показывают, что потребление газа в коммунально-бытовом секторе будет несколько снижаться при проведении газификации за счет увеличения доли квартир, переводимых на сетевой газ.

Таким образом, в связи с экономической неэффективностью поставок сжиженных газов для коммунально-бытовых нужд (которая является следствием диспропорции между регулируемыми государством ценами для населения и свободными ценами на нужды нефтехимии и экспортными ценами), даже при возможных (но практически нереализуемых) государственных дотациях потребителям или производителям сжиженных газов, существует значительный дефицит сжиженного газа в коммунально-бытовом секторе внутреннего рынка.

Инфрастуктурой снабжения населения и коммунально-бытовых потребителей сжиженным газом (газонаполнительные станции, пункты наполнения баллонов, специальные автоцистерны) владеют газораспределительные организации (ГРО). Большинство ГРО в значительной степени контролируется региональными и местными администрациями, в последние годы многие ГРО (особенно в европейской части России) были взяты под контроль предприятиями системы ОАО «Газпром». Деятельность ГРО со стороны государства формально курируют Министерство энергетики РФ и ОАО «Росгазификация» (контролируемое государством).

Регионами, газоснабжение которых в значительной степени зависит от поставок сжиженного газа, являются: Дальний Восток, Забайкалье, Сибирь, Северо-Запад, сельские районы Центральной России и Поволжья.

В промышленности сжиженные газы и продукты их переработки преимущественно используется в Нефтехимической и химической отраслях. Они являются первичным сырьем для производства:

    этилена и пропилена – около 50% (установки пиролиза); производства каучука – около 45% (установки дегидрирования); пластмасс (установки синтеза); пленочных покрытий и др.

Также сжиженные газы могут использоваться для резки черных металлов, пайки и сварки цветных металлов, термической обработки и т. д.

В России в настоящее время на душу населения производится в 10-50 раз меньше продукции из синтетических материалов, чем в развитых странах, что говорит о необходимости значительного увеличения масштабов производства этих материалов и их использования. Примененение же 1 тонны сжиженного газа в качестве сырья на установках пиролиза эквивалентно использованию 5 тонн нефти. Кроме того, существующее в последние годы существенное превышение цен прямогонного бензина над ценами сжиженных газов определяет преимущественное использование сжиженного газа в нефтехимической промышленности. Все эти факторы ведут к увеличению потребления сжиженного газа промышленностью. По некоторым оценкам в период до 2010г. прогнозируемый рост потребления в этом направлении составит 150-180% (по отношению к нынешнему уровню).

Экспортные поставки сжиженных газов до 2000г. неуклонно росли, в несколько раз превосходя предварительно планируемые. Так в 1998г. вместо запланированных 812 тыс. т на экспорт ушло 1 819 тыс. т, что привело к резкому сокращению поставок для коммунально-бытовых нужд внутри страны. Августовский кризис 1998г. еще больше увеличил привлекательность экспорта для производителей за счет увеличения разницы между мировыми и регулируемыми государством оптовыми ценами на сжиженный газ для населения. К концу 1999г. снова сложилась кризисная ситуация с обеспечением сжиженным газом внутреннего рынка (населения), и государство было вынуждено пойти на применение административных мер (так называемые «балансовые задания»), одновременно введя фактически запретительные для большинства заводов таможенные пошлины на экспорт сжиженных газов, которые в начале 2000г. были несколько снижены. Происходящие в последние годы в нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической отраслях промышленности процессы вертикальной интеграции привели к сокращению объемов экспорта за счет преимущественного использования сжиженных газов в качестве сырья для нефтехимии.

Четвертое направление использования сжиженных газов – это их применение в качестве Моторного топлива. Доля потребления сжиженного газа в качестве топлива для автотранспорта мала, но прогнозируется ее рост с нескольких процентов в настоящее время до 10% к 2010г.

Традиционно химическими продуктами (а не сырьем) считаются либо индивидуальные вещества, либо смеси строго фиксированного состава с определенными свойствами. В нефтехимии такие продукты, в том числе из нефтяного и газового сырья, получают при помощи органического синтеза. Из химических продуктов в свою очередь производят целый ряд товаров (конечных продуктов) включая, например, шины, ткани и даже некоторые продукты питания.

Нефтехимия – это очень широкое понятие и четко отделить нефтехимию от нефте – и газопереработки практически невозможно. Многие нефтехимические комбинаты используют в качестве первичного сырья непосредственно нефть и конденсат и производят ряд продуктов, типичных для нефтеперерабатывающих заводов. Достаточно широким является и понятие «газопереработка» (см. разделы о переработке газа) и мы вынуждены сужать его до традиционного «российского» понимания (в соответствии с тем, как эта подотрасль была организована еще в советское время). Можно сказать, что нефте – и газопереработка «ограничивает» нефтехимию «снизу» и обеспечивают ее первичным и вторичным сырьем, а предприятия органического синтеза – «сверху» и обеспечивают производство конечных продуктов (товаров). Но зачастую к нефтехимическим предприятиям в широком смысле слова относят в том числе и предприятия органического синтеза высоких переделов.

Таким образом, можно сказать, что первичным сырьем для нефтехимии являются поставляемые добывающими организациями нефть и конденсат (по выходу полезной продукции нефтехимии конденсат является более ценным сырьем). А вторичным сырьем для нефтехимии являются прямогонные бензины, ШФЛУ, сжиженные газы и некоторые другие продукты, производимые нефте – и газоперерабатывающими организациями. Значительную часть вторичного сырья (более половины всего потребляемого) нефтехимические предприятия производят из первичного самостоятельно. При этом отдельные легкие углеводородные фракции получаются в основном в процессе пиролиза. Процесс этот в какой-то мере близок к традиционно используемому на нефтеперерабатывающих предприятиях крекингу (дроблению длинных углеводородных молекул на более мелкие), но имеет свои особенности.

Отметим, что традиционно стоимость производства вторичного сырья для нефтехимии на газоперерабатывающих заводах была ниже стоимости получения аналогичных продуктов в результате переработки нефти на НПЗ.

Опишем кратко основные технологические цепочки нефтехимических предприятий и предприятий органического синтеза. С предприятий нефте – и газопереработки на нефтехимические предприятия поступает углеводородное сырье в виде газообразных и жидких углеводородных фракций (смесей близких по химическому составу веществ), а иной раз и в виде индивидуальных продуктов, например, этана на пиролиз или н-бутана на дегидрирование. Углеводородное сырье перерабатывается на головных установках нефтехимических комбинатов в первичные нефтехимические продукты (сжиженные газы, например). В промышленном масштабе производят не более двух десятков этих продуктов. На их основе синтезируют 20 – 30 продуктов первого сопряжения (передела). Это такие крупнотоннажные продукты, как этиловый спирт C2H5OH, получаемый методом гидратации этилена C2H4, или акрилонитрил CH2==CH-CN, получаемый в одну стадию из пропилена C2H6 и аммиака NH3. Из продуктов первого сопряжения получают продукты второго сопряжения, затем третьего и т. д. С каждым следующим шагом число наименований выпускаемых продуктов возрастает. Сегодня в ассортименте промышленности органического синтеза насчитывается около 15 000 продуктов, и почти каждый из них может являться сырьем для последующих синтезов. Но эта «цепная реакция» постепенно вырождается, весь громадный ассортимент промежуточных органических продуктов превращается в пластмассы, синтетические волокна, синтетические каучуки, синтетические моющие средства и растворители. Каждая из этих пяти групп конечных химических продуктов, в свою очередь, располагает широким ассортиментом, иногда в сотни названий. Например, в пластмассах более 80% всего выпуска приходится на полиэтилен и полипропилен, поливинилхлоридные пластикаты, полистирольные и фенолоформальдегидные смолы различных модификаций. То же и в каучуках, где те же 80% общего выпуска представлены полимерами 1,3-бутадиена и 2-метил-1,3-бутадиена (изопрена).

Что же касается именно продуктов газопереработки, то, как было сказано выше, для дальнейшего использования ШФЛУ (производимая на ГПЗ) подвергается фракционированию на ГФУ (в основном на нефтехимических предприятиях). Отдельные получаемые фракции используются следующим образом:

    С3 (пропан) используется для производства сжиженных газов для коммунально-бытовых целей и для использования в качестве моторного топлива. Кроме того, из него производят пропилен (С3Н6), который далее можно полимеризовать для производства полимеров. С4 (бутан) так же используется для производства сжиженных газов для ЖКХ. Кроме того, из него производят бутилен и изобутилен (С4Н8), которые далее можно полимеризовать и производить полимеры и синтетические каучуки. Кроме того, производят МТБЭ (метилтретбутиловый эфир), который является ценным сырьем для НПЗ, он используется для производства высокооктановых бензинов (добавляется в бензин с меньшим октановым числом для его увеличения, например 93 в 95). С5 (пентан) и С6 (гексан) относятся к бензинам и используются для производства первичного сырья для дальнейшей полимеризации и производства синтетических каучуков.

В Приложении [ГАЗОПЕРЕРАБОТКА-3] схематически изображены цепочки использования первичных углеводородов и сжиженных газов.

Основными производителями нефтяного (попутного) газа в России являются следующие нефтяные компании: Сургутнефтегаз, Лукойл, Роснефть, Сибнефть, СИДАНКО, ЮКОС, Славнефть. Данные по объему добычи ПНГ отдельными недропользователями см. в Приложении [ДОБЫЧА-1].

Крупнейшим производителем нефтяного (попутного) газа является нефтяная компания «Сургутнефтегаз», добывающая около 40% всего нефтяного (попутного) газа в Западной Сибири. Значительная часть газа, добываемого ОАО «Сургутнефтегаз», используется без переработки. В основном это газ Лянторской и Федоровской групп месторождений (газ так называемых «газовых шапок»), который без переработки поставляется на Сургутскую ГРЭС.

· Туймазинский газоперерабатывающий завод (г. Туймазы, Республика Башкортостан, входит в состав АК «Башнефть»)

· Шкаповский газоперерабатывающий завод (р. п. Приютово, Республика Башкортостан, входит в состав АК «Башнефть»)

· Грозненский газоперерабатывающий завод (г. Грозный, завод разрушен)

· Миннибаевский газоперерабатывающий завод (г. Альметьевск, Республика Татарстан, входит в состав АК «Татнефть»)

· Нижневартовский газоперерабатывающий завод (г. Нижневартовск, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Сургутский газоперерабатывающий завод (г. Сургут, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Ноябрьское газоперерабатывающее предприятие (г. Ноябрьск, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Южно – Балыкский газоперерабатывающий завод (пос. Южно – Балыкского ГПЗ, Сургутский район, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Когалымское газоперерабатывающее предприятие (г. Когалым, Тюменская область, контролируется АО «СИБУР», включает Муравленковский ГПЗ и Вынгапуровскую КС)

· Белозерный газоперерабатывающий завод (г. Нижневартовск, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Красноленинский газоперерабатывающий завод (г. Нягань, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Локосовский газоперерабатывающий завод (г. Лангепас, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Муравленковский газоперерабатывающий завод (г. Муравленко, Тюменская область, входит в состав Когалымского газоперерабатывающего предприятия, см. выше)

· Варьеганский газоперерабатывающий завод (г. Радужный, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Губкинский газоперерабатывающий завод (пос. Губкинский, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Пермский газоперерабатывающий завод (г. Пермь, контролируется АО «СИБУР»)

· Отрадненский ГПЗ (пос. Отрадный, Самарская область, контролируется АО «ЮКОС»)

· Нефтегорский ГПЗ (г. Нефтегорск, Самарская область, контролируется АО «ЮКОС»)

· Нефтекумский ГПЗ (г. Нефтекумск, Ставропольский край, входит в состав ОАО «Роснефть-Ставропольнефтегаз»)

· Коробковский ГПЗ (г. Котово, Волгоградская область, входит в состав АО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»)

· Предприятие «Пермьнефтегазпереработка» (Пермская область, входит в состав АО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»)

Кроме того, существует недостроенный Тарасовский ГПЗ (рядом с пос. Губкинский, Тюменская область).

Большинство заводов по переработке нефтяного газа в Тюменской области ранее входили в состав АО «Сибнефтегазпереработка», а сейчас входят в структуру АО «СИБУР-Тюмень».

ОАО «Газпром» располагает следующими газоперерабатывающими заводами:

· Сосногорский ГПЗ (Республика Коми; входит в состав ООО «Севергазпром»)

· Сургутский завод по стабилизации газового конденсата (входит в состав ООО «Сургутгазпром»)

· газоперерабатывающий комплекс в Оренбурге (входит в состав ООО «Оренбурггазпром», помимо Оренбургского ГПЗ включает гелиевый завод)

· Уренгойское управление по подготовке конденсата к транспорту (входит в состав ООО «Уренгойгазпром»)

Старейшим газоперерабатывающим заводом России является Московский. На заводе реализовывались различные процессы переработки газов. В частности в начале 90-х годов было организовано производство сжиженного природного газа (сейчас соответствующее оборудование демонтировано). В настоящее время завод в основном производит гелий из гелиевого конденсата, доставляемого из Оренбурга.

Более подробная информация о газоперерабатывающих заводах России представлена в Приложении [ГАЗОПЕРЕРАБОТКА-4].

В советское время монтажем, наладкой и ремонтом технологического оборудования газоперерабатывающих заводов централизованно занималось Производственное объединение «Реммонтажгаззаводы» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, в основном занималось оборудованием для переработки ПНГ)

В Краснодаре расположен ведущий НИИ по вопросам газопереработки – НИПИгазпереработка (занимается в основном вопросами переработки ПНГ, сейчас контролируется АО «СИБУР») и строительная организация «Кубаньстройгазпереработка». Вопросами переработки газа и конденсата занимается и ведущая научная организация ОАО «Газпром» – ВНИИГАЗ.

Ведущим учебным заведением для подготовки специалистов по газопереработке и нефтехимии является Московский институт нефтехимической и газовой промышленности (известный в частности тем, что там учился Мэр г. Москва Ю. М.Лужков).

Крупнейшим перевозчиком сжиженных газов и легкого углеводородного сырья (ШФЛУ и других видов) в специализированных железнодорожных цистернах является федеральное государственное унитарное предприятие «СГ-транс». Железнодорожные перевозки сжиженных газов с использованием собственного парка цистерн помимо ФГУП «СГ-транс» осуществляют предприятия системы ОАО «Газпром» и АО «СИБУР», а также компания «Петролсиб».

ФГУП «СГ-транс» – федеральное государственное унитарное предприятие, основанное на праве хозяйственного ведения, по закупке, транспорту и реализации сжиженных нефтяных газов. До 1992г. входило в состав Министерства газовой промышленности СССР и являлось правопреемником производственного объединения «Союзгаз» – предприятия по обеспечению народного хозяйства СССР сжиженными газами.

С 1992г. входит в систему Минтопэнерго России (в настоящее время – Министерство энергетики РФ). Контролирует порядка 70-80% рынка железнодорожных перевозок сжиженных газов, обладает крупнейшими в стране мощностями по хранению и перевалке сжиженного газа. ФГУП «СГ-транс» также занимается розничной реализацией сжиженных газов, имея долю на рынке порядка 10-15%. Парк цистерн ФГУП «СГ-транс» составляет более 19 тыс. единиц, в состав предприятия входят 17 филиалов по закупке и транспортировке сжиженного газа и 13 кустовых баз по его хранению и реализации.

Более подробную информацию об организации см. в Приложении [ГАЗОПЕРЕРАБОТКА-5]

Акционерная компания «СИБУР» (Сибирско-Уральская Нефтегазохимическая компания) была учреждена в 1995г. на основании Указа Президента РФ. Учредитель – Госкомимущество РФ. В настоящее время государство не является акционером АК «СИБУР». Первоначальный уставной капитал был сформирован путем передачи 38% акций (контрольные пакеты по обыкновенным, голосующим, акциям, 25% составляют привилегированные акции) акционерных обществ «Сибнефтегазпереработка» и «Пермский ГПЗ». АО «Сибнефтегазпереработка» принадлежали 10 газоперерабатывающих заводов, осуществляющих переработку нефтяного (попутного) газа в Западной Сибири. Позднее в состав АК «СИБУР» были включены научно-исследовательский институт «НИПИгазпереработка» (г. Краснодар) и АО «Сорбент» (г. Нижний Новгород).

В 1998г. значительная часть государственного пакета АК «СИБУР» была куплена структурами, близкими к ОАО «Газпром». Эти структуры в основном контролировались специализированным АО «Газсибконтракт» (51% акций общества принадлежали ОАО «Газпром», директором был Яков Голдовский), которое занималось реализацией отбензиненного газа, полученного в результате переработки ПНГ. Далее из АК «СИБУР» были выделены газоперерабатывающие заводы в АО «СИБУР-Тюмень», туда же вошел Тобольский НХК. Таким образом, в АО «СИБУР-Тюмень» были сосредоточены сырьевые мощности нефтехимического комплекса АК «СИБУР». А сама АК «СИБУР» была преобразована в нефтехимический холдинг АО «СИБУР», где ОАО «Газпром» в настоящий момент владеет контрольным пакетом акций.

Будущее взаимоотношений ОАО «Газпром» и АО «СИБУР» в настоящее время не определено. В ОАО «Газпром» вопросы взаимоотношений с АО «СИБУР» (и, фактически, процесс создания нефтехимического холдинга в нынешнем виде) курировали Первый заместитель Председателя Правления В. В.Шеремет (его нынешний статус в ОАО «Газпром» не ясен), Заместитель Председателя Правления А. А.Пушкин (его полномочия передаются вновь назначенному сотруднику ОАО «Газпром», Депутату Государственной Думы РФ, бывшему директору Сургутского ГПЗ А. Н.Рязанову) и бывший Начальник управления по маркетингу промышленной продукции А. Ф.Шурымов (освобожден от занимаемой должности). В ходе реструктуризации холдинга АО «СИБУР» выпустило дополнительную эмиссию акций и ОАО «Газпром» для сохранения контрольного холдинга необходимо выкупить часть акций этой эмиссии на сумму около 700 млн. долларов США. Соответствующее решение было принято Советом директоров ОАО «Газпром» весной 2001г., летом и осенью это решение подвергалось пересмотру, но в ноябре 2001г. оно снова было подтверждено Советом директоров ОАО «Газпром» (с некоторыми дополнительными условиями для АО «СИБУР», касающимися необходимости реализации механизмов контроля со стороны ОАО «Газпром»; предполагается еще раз рассмотреть этот вопрос на Совете директоров ОАО «Газпром» весной 2002г.). Краткое изложение складывающейся ситуации представлено в Приложении [ГАЗОПЕРЕРАБОТКА-7].

Отметим, что до последнего времени формально между многими предприятиями холдинга (например, ОАО «СИБУР-Тюмень») и АО «СИБУР» не было прямой корпоративной связи. Но фактически холдинг существовал и контролировался менеджерами АО «СИБУР» во главе с Я. И.Голдовским. Например, АО «СИБУР» покупало у ОАО «СИБУР-Тюмень» практически всю его продукцию для дальнейшей реализации. Формальное формирование холдинга (фактически, вертикально-интегрированной холдинговой нефтехимической компании) продолжается. Состав холдинга АО «СИБУР» можно представить по следующей информации: летом 2001г. МАП РФ удовлетворил ходатайство АО «СИБУР» о приобретении в собственность контрольных пакетов акций следующих 17 предприятий:

За короткое время АО «СИБУР» сумело совершить крутой маневр в своей экспортной политике. Если в 1998-1999 гг. львиную долю его экспорта составляли продукты самых низших стадий передела углеводородного сырья (сжиженный газ, мономеры), то сейчас ситуация резко изменилась. В общем объеме экспортной реализации доля продуктов высших степеней передела и, соответственно, с высокой добавленной стоимостью (полимеры, каучуки, продукты оргсинтеза) составили 55,2%. Понятно, что акционерное общество получает от этого значительно больше валюты. В настоящее время АО «СИБУР» проводит агрессивную политику по расширению сфер своей деятельности и выходу на новые рынки (в том числе и европейские). Руководство компании заявило о желании инвестировать не только в перерабатывающие нефтехимические предприятия, но и в предприятия по добыче газа и газового конденсата (в частности по имеющейся информации рассматривался вопрос о готовности выкупить долю в добывающей компании, контролируемой АО «Запсибгазпром», см. главы «Добыча газа и эксплуатация месторождений» и «Нефтегазовое строительство»).

По имеющейся информации, АО «СИБУР» предпринимает активные действия по взятию под контроль Томского НХК и Башкирских нефтехимических предприятий.

Производственные условия добычи нефти и сбора нефтяного газа сильно различаются по участкам месторождений. ПНГ выделяется в процессе подготовки нефти, но сбор, транспортировка (особенно затратной процедурой является дополнительное компримирование/сжатие ПНГ для транспортировки по трубопроводу на большие расстояния) и переработка нефтяного газа требуют значительных затрат. Формальные затраты на сбор нефтяного газа и его транспортировку до газоперерабатывающего завода, представляемые нефтяными компаниями, варьируются в том числе в зависимости и от способа разнесения затрат между нефтью и газом. Затраты на переработку нефтяного газа зависят от уровня загрузки перерабатывающих мощностей (в настоящее время ГПЗ Западной Сибири загружены в среднем не более, чем на половину проектной мощности, что, по причине наличия постоянной части в расходах ГПЗ, сильно увеличивает удельную стоимость переработки ПНГ), а также от состава газа. Коммерческая целесообразность этих затрат зависит, прежде всего, от возможности экономически эффективной реализации продуктов переработки нефтяного газа.

Государственное регулирование в сфере добычи и использования нефтяного (попутного) газа ограничено регулированием цен на него, а также установлением некоторых экологических требований, обычно предусматриваемых в условиях лицензионных соглашений на право пользования участками недр для добычи природных ископаемых.

Действующая система государственного регулирования цен на ПНГ и сжиженный газ для бытовых нужд была введена на основании Указа Президента РФ от 28 февраля 1995г. №221 «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен (тарифов)», Постановлением Правительства РФ от 7 марта 1995 г. № 239 «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен (тарифов)».

Установление цен на нефтяной (попутный) газ, поставляемый на газоперерабатывающие заводы для дальнейшей переработки, осуществляет Министерство экономического развития и торговли РФ по согласованию с Министерством энергетики РФ и Министерством финансов РФ на основании Постановления Правительства РФ от 15.04.1995г. №332 «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен на газ и сырье для его производства» (с последующими изменениями и дополнениями). Приказом МЭРТ РФ от 25.05.2001г. №147 оптовая цена на нефтяной (попутный) газ, реализуемый газоперерабатывающим заводам для дальнейшей переработки, была установлена в пределах 275-350 руб. за 1 тыс. куб. м (без НДС). Ранее цена нефтяного попутного газа, поставляемого на газоперерабатывающие заводы для дальнейшей переработки, составляла 150 руб. за 1 тыс. куб. м, а до 1998г. – 55 руб. за 1 тыс. куб. м.

Уровень цен на сухой отбензиненный и попутный нефтяной газ, не поставляемый на ГПЗ для дальнейшей переработки, формально государством не регулируется, но фактически он ограничен сверху ценой на природный газ, установленной Федеральной энергетической комиссией РФ. Постановление ФЭК от 27.12.2000г. №80/3 ввело оптовые цены на газ (в рублях за тыс. куб. м без НДС, но включая акциз 15%) продифференцированные по 6 ценовым поясам, в зависимости от удаленности от мест добычи. Оптовые цены на газ, реализуемый потребителям РФ (кроме населения) установлены на уровне от 264 руб. в ЯНАО до 472 руб. на юге европейской части России.

Цена ШФЛУ в настоящее время не регулируется (с 1998г.), и с учетом уровня монополизации производства и поставок ШФЛУ в Западной Сибири (см. выше) является внутрикорпоративной для холдинга «СИБУР».

В настоящее время ключевым фактором, как для нефтяных компаний, так и для «СИБУР» является уровень цен на нефтяной газ, поставляемый на газоперерабатывающие заводы для дальнейшей переработки. Повышение цен, с одной стороны, будет способствовать повышению эффективности добычи нефтяного газа нефтяными компаниями, а с другой стороны, ведет к снижению эффективности функционирования нефтехимического холдинга «СИБУР». При этом для нефтяных компаний поставки нефтяного газа не играют определяющей роли, так как доходы от реализации нефтяного газа не превышают нескольких процентов в общем объеме реализации компаний. А для «СИБУР» повышение цен на нефтяной газ может создать значительные сложности, так нефтяной газ составляет более трети всего сырья, потребляемого предприятиями холдинга. Так, по данным «СИБУР», последнее повышение цены приведет к потере холдингом в 2001г. финансовых ресурсов в объеме, эквивалентном годовой прибыли компании за 2000г.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 15.04.1995г. №332 «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен на газ и сырье для его производства» (с последующими изменениями и дополнениями), Приказом МЭРТ РФ от 02.04.2001г. №86 оптовая цена на сжиженный газ для бытовых нужд была установлена в размере 1050 руб. за тонну (без НДС).

На основании Постановления Правительства РФ от 7 марта 1995 г. № 239 «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен (тарифов)» розничные цены на сжиженный газ, реализуемый населению для бытовых нужд (кроме газа для заправки автотранспортных средств) регулируются органами исполнительной власти субъектов РФ.

Устанавливаемые региональными администрациями розничные цены на сжиженный газ для населения сильно варьируются по регионам, часто исполняя роль инструмента «социальной» политики.

Таким образом, в России существуют 2 сегмента рынка оптовых поставок сжиженных газов: конкурентный рынок (с учетом монопольного положения отдельных поставщиков и высокой степени вертикальной интеграции), покупателями на котором выступают в основном предприятия нефтехимии и иностранные компании, а также регулируемый (по уровню цен) рынок поставок сжиженных газов для коммунально-бытовых нужд населения. Естественно, что второй сегмент рынка сжиженных газов экономически менее привлекателен для поставщиков в условиях более низких регулируемых государством цен.

Затраты на доставку сжиженных газов от производителя до потребителя складываются из железнодорожных тарифов МПС и стоимости услуг перевозчика (в случае поставок сжиженного газа для коммунально-бытовых потребителей это, прежде всего, ФГУП «СГ-транс»). Стоимость услуг ФГУП «СГ-транс» по транспортировке сжиженных газов в настоящее время государством не регулируется.

В результате приватизации большинство предприятий, связанных с производством и реализацией сжиженных газов были преобразованы в акционерные общества и приватизированы. Доли государства как акционера в предприятиях, осуществляющих производство сжиженных газов, как правило, незначительны или отсутствуют, а существующая система управления государственными пакетами акций не способствует эффективному участию государства в управлении.

Что касается транспортировки сжиженных газов, то, как было указано ранее, крупнейшим перевозчиком сжиженных газов является ФГУП «СГ-транс», входящее в систему Минэнерго России. В 1998-2000 гг. Минэнерго России (ранее Минтопэнерго России) дважды проводило проверки финансово-хозяйственной деятельности ФГУП «СГ-транс», которые выявили неэффективную деятельность данного предприятия, в т. ч. по вопросам обеспечения поставок сжиженных газов для коммунально-бытовых нужд населения. В настоящее время стоит вопрос о приватизации ФГУП «СГ-транс».

Существует также проблема повышения эффективности участия государства в управлении региональными газораспределительными организациями (совладельцем которых оно, как правило, является). Прежде всего, это касается необходимости усиления роли федерального центра и повышения ответственности региональных администраций в сфере обеспечения населения сжиженным газом.

В соответствии с Законом РФ «О таможенном тарифе» и Федеральным законом «О государственном регулировании внешнеторговой деятельности» Правительство РФ устанавливает ставки вывозных таможенных пошлин, в т. ч. на сжиженные углеводородные газы. В настоящее время ставка вывозной таможенной пошлины на сжиженные углеводородные газы составляет 40 евро за тонну (была установлена Постановлением Правительства РФ от 2 марта 2000г. №186).

Следует отметить, что таможенно-тарифное регулирование не позволяет в полной мере обеспечить решение проблемы поставок сжиженных газов для коммунально-бытовых нужд населения: во-первых, из-за существования нерегулируемого сегмента внутреннего рынка со свободными ценами (нефтехимия и автотранспорт), при котором введение даже «запретительных» пошлин не гарантирует экономической привлекательности поставок для населения; во-вторых, из-за больших разниц в расстоянии до границы, в силу чего заводы-производители оказываются в неравных экономических условиях, что ведет к искусственному созданию дефицита сжиженного газа в отдельных регионах.

Существует также заинтересованность вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний, имеющих в своем составе нефтехимические производства, в экспорте продукции более высоких переделов, с более высокой добавочной стоимостью (и соответственно более высоким уровнем цен и, как правило, более устойчивым спросом на мировом рынке по сравнению, например, со сжиженными газами) и отсутствием ограничений по экспорту (как таможенно-тарифных, так и административных).

В соответствии с постановлениями Правительства РФ от 29 марта 2000г. «О поставках отдельных видов нефтепродуктов на внутренний рынок Российской Федерации в 2000 г.», от 25 июля 2000г. № 555 «О поставках сжиженных углеводородных газов на внутренний рынок во втором полугодии 2000 г.» и от 29 декабря 2000г. № 1022 «О поставках сжиженных углеводородных газов на внутренний рынок во втором полугодии 2001 г.» обеспечение оптовых поставок сжиженных газов для коммунально-бытовых нужд осуществляется путем установления балансовых заданий для заводов-производителей, а их выполнение увязано с оформлением поставок на экспорт. Установление балансовых заданий и выдача ресурсных справок для предъявления таможенным органам РФ осуществляется Министерством энергетики РФ.

Происходящие в последнее время в России процессы вертикальной интеграции в отраслях нефтегазопереработки и нефтехимии привели к снижению эффективности применяемых мер административного регулирования.

Инвестиционная привлекательность объектов газовой отрасли в сфере производства и поставок нефтяного (попутного) газа определяется экономической эффективностью того или иного бизнеса, связанного с использованием сырьевых ресурсов и производственной инфраструктуры, и в основном зависит от ценовых и спросовых ограничений, себестоимости продукции, возможностей доступа к инфраструктуре, уровня конкуренции и возможностей входа на рынок, а также от объемов и сроков окупаемости капитальных вложений.

Для предприятий, осуществляющих добычу нефтяного газа, важнейшими факторами, определяющими их экономическую эффективность, являются:

    себестоимость добычи, сбора и транспортировки нефтяного газа; экологические требования по сжиганию нефтяного газа; стоимость и возможность реализации нефтяного газа (поставки на газоперерабатывающие заводы, электростанции, использование на собственные нужды); объемы и сроки окупаемости капитальных вложений на создание собственных газоперерабатывающих мощностей или других альтернативных возможностей использования нефтяного газа (мини-электростанции, котельные и пр.); возможности переработки нефтяного газа (стоимость услуг и доступ к перерабатывающим мощностям) с целью использования продуктов переработки (ШФЛУ и отбензиненного газа); возможности реализации ШФЛУ и отбензиненного газа (цены реализации и доступ к инфраструктуре), а также продуктов переработки ШФЛУ (продукция нефтехимии).

Техническое перевооружение и замена устаревшего оборудования являются насущной необходимостью для любой отрасли промышленности. К сожалению (и по понятным причинам – экономический кризис), в 90-е годы оборудование действующих в России ГПЗ практически не обновлялось. Из-за большого износа действующего оборудования можно ожидать его массовой замены. Так, например, в 2001г. было подписано четырехстороннее соглашение на сумму, превышающую 100 млн. евро, между «Севергазпромом», консорциумом «Шкода ЙС», Газпромбанком и Чешским Экспортным банком о финансировании проекта реконструк­­ции Сосногорского газоперерабатывающего завода. Формирует программу реконструкции своих ГПЗ и АО «СИБУР».

Средний уровень утилизации ПНГ в России невысок. Можно ожидать, что государство ужесточит контроль за соблюдением лицензионных условий по утилизации ПНГ и за соблюдением экологических нормативов. Кроме того, о необходимости соответствующих изменений политики в области утилизации ПНГ (включая разработку принципов регулирования цены ПНГ) были сделаны заявления руководителями федеральных ведомств, и в настоящее время МЭРТ РФ организует необходимые исследования и подготовительные процедуры. Следовательно, можно ожидать, что недропользователи самостоятельно станут реализовывать новые проекты по переработке ПНГ. Для примера в Приложении [ГАЗОПЕРЕРАБОТКА-6] мы приводим описание подобного проекта. Подтверждением тенденции строительства новых мощностей по газопереработке является сделанное АО «Сургутнефтегаз» в 2001г. заявление о начале строительства нового крупного завода по переработке ПНГ (мощностью до 3 млрд. куб. м).

От того, каким будет уровень цен на нефтяной газ и как изменится вся система государственного регулирования добычи и использования нефтяного газа, будет зависеть эффективность и перспективы увеличения добычи нефтяного газа, а также эффективность и перспективы развития газопереработки и нефтехимии, в настоящее время входящих в корпоративную структуру АО «СИБУР».

На наш взгляд, бизнес АО «СИБУР» представляется в значительной степени менее устойчивым, чем бизнес нефтяных компаний в сфере нефтяного газа. Возможным развитием событий может стать усиление государственного регулирования переработки газа, как естественно-монопольной сферы, и либерализация доступа к газоперерабатывающей и транспортной инфраструктуре. Поэтому естественно, что после последнего повышения цен на ПНГ Президент АО «СИБУР» Я. И.Голдовский заявил, что АО «СИБУР» готово либо взять у нефтяников в управление, либо купить трубопроводы, по которым газ доставляется до ГПЗ АО «СИБУР». Другое предложение Голдовского не менее радикальное – АО «СИБУР» готово продать нефтяникам до 100% акций АО «СИБУР-Тюмень». Но в нефтяных компаниях заявления главы АО «СИБУР» считают чисто политическим.

Основной проблемой для государства в сфере поставок сжиженных газов является необходимость обеспечения им населения в условиях искусственно заниженных цен, и, как следствие, экономической непривлекательности поставок сжиженного газа на данный сегмент внутреннего рынка. Существующие экспортные цены (с учетом таможенных пошлин) и цены при поставках на нужды нефтехимии существенно выше цен для населения (которые регулируются государством). Однако государство, в отсутствии развитой системы адресных дотаций малоимущим слоям населения, вынуждено поддерживать существующую систему поставки сжиженного газа для населения, которая носит ярко выраженный «социальный» характер. Причина – низкая платежеспособность значительной части населения, особенно в регионах, газоснабжение которых преимущественно зависит от поставок сжиженного газа.

Следующая проблема в обеспечении нормального функционирования рынка сжиженных газов – высокая степень монополизации отрасли. О доминирующем положении на рынке поставок сжиженных газов АО «СИБУР» и ОАО «Газпром» говорилось ранее. Не менее важен вопрос о фактически монопольном положении некоторых производителей (поставщиков) сжиженных газов для одного или нескольких близлежащих регионов. Наиболее остро это проявляется в восточных регионах страны (Дальний Восток, Восточная и Западная Сибирь).

В настоящее время МЭРТ РФ параллельно с работой по усовершенствованию системы государственного регулирования в сфере утилизации ПНГ разворачивает деятельность по разработке и реализации концепции государственного регулирования рынков СГ. В приложении [ГАЗОПЕРЕРАБОТКА-10] сформулированы основные направления проводимой работы.

На основе анализа имеющихся данных можно выделить следующие основные ключевые факторы и тенденции развития отраслей, связанных с производством сжиженных газов, на ближайшую перспективу:

· К настоящему времени имеет место достаточно высокая концентрация производства сжиженных газов на крупных нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексах, расположенных далеко от центров потребления сжиженных газов. В связи с этим растут расходы на транспортировку газа. Существует объективная потребность в увеличении объемов производства сжиженных газов, особенно в восточных регионах страны. Кроме того, сейчас большая доля сжиженных газов производится из нефти и попутного нефтяного газа предприятиями нефтяного комплекса. В начале 90-х годов годы добыча (и переработка) нефти (а, следовательно, и ПНГ) резко сократилась, и на это, помимо неблагоприятной общеэкономической ситуации, повлияли и неустранимые причины, такие как общее истощение запасов нефти и ухудшение качества месторождений. В настоящее время, вследствие общего улучшения экономической ситуации и благоприятной ценовой коньюктуры, добыча нефти в России медленно растет.

· В то же время, в начале 90-х годов был открыт ряд крупных месторождений природного газа в Астраханской, Оренбургской областях, в Казахстане и других регионах бывшего СССР, содержащих большие промышленные запасы этана, пропана, бутана и газового конденсата, являющихся сырьем для производства сжиженных газов. Хотя к настоящему времени лишь небольшая доля сжиженных газов производится на газоперерабатывающих заводах, но именно они в ближайшие годы смогут обеспечить наиболее значительные темпы прироста объемов производства. Вероятно, будет происходить переориентация газовой промышленности от преимущественно топливного направления на технологическую переработку добываемого природного газа.

· Имеют место следующие тенденции в каждой из 4 групп (отраслей) предприятий, производящих сжиженные газы:

O Нефтеперерабатывающие предприятия: наметился определенный рост, связанный с вводом высокопродуктивных газофракционных установок и увеличением объема поставки нефти;

O Нефтехимические предприятия: объем производства зависит от объемов поставок ШФЛУ;

O Газоперерабатывающие предприятия: снижение объемов производства ранее – из-за падения добычи нефти и, соответственно, попутного нефтяного газа, сейчас – из-за самостоятельной утилизации нефтяными компаниями попутного нефтяного газа. Ситуация во многом зависит от того, будут ли созданы условия, обеспечивающие экономическую привлекательность использования попутного нефтяного газа (прежде всего это относится к району Западной Сибири, где осуществляется переработка попутного нефтяного газа в ШФЛУ);

O Газоперерабатывающие предприятия ОАО «Газпром»: наиболее стабильно развивающаяся группа предприятий. Хотя на сегодняшний день степень выделения из добываемого природного газа тяжелых фракций, используемых для производства сжиженных газов, в РФ в несколько раз меньше чем, например, в США, существуют объективные возможности увеличения доли сжиженных газов, производимых из природного газа.

· Следует также отметить некоторые Общие технологические проблемы, которые существует в отраслях, производящих сжиженные газы:

O Во-первых, это большой износ (более 60-70%) производственных фондов, отсталые технологии в добыче, транспортировке и первичной переработке нефтяного и газового сырья. Использование газа (степень извлекаемости) на существующем оборудовании составляет не более 75% (для попутного газа) и 35% (для ШФЛУ). Вообще не используется попутный газ третей ступени сепарации, который, как правило, сжигается на факелах и используется на собственные нужды нефтедобывающих предприятий. Повысить процент извлекаемого газа до 90-98% можно путем модернизации производства;

O Также негативное влияние на объемы производства сжиженных газов оказывают трудности, в том числе связанные с общеэкономическими проблемами, в строительстве и вводе в эксплуатацию новых заводов и продуктоводов, военные действия в Чечне (были выведены из строя ЦГФУ «Грознефтеоргсинтез» и Грозненский НПЗ);

O Еще одна причина, тормозящая увеличение объемов производства сжиженных газов – неразвитость инфраструктуры, в т. ч. систем хранения, продуктопроводов, слабая разветвленность кустовых баз и т. д.

Http://gasforum. ru/obzory-i-issledovaniya/240/

CA-NEWS (UZ) – Японская Kawasaki Heavy Industries Ltd планирует принять участие в строительстве завода по переработке природного газа в бензин (gas to gasoline — GTG) в Узбекистане, сообщил РИА Новости в понедельник источник в компании “Узбекнефтегаз”.

Представитель “Узбекнефтегаза” уточнил, что японская компания может привлечь кредиты и займы правительства Японии для строительства подобного газохимического завода. “Переговоры находятся на начальной стадии, в апреле-мае намечен визит делегации японской компании для обсуждения проекта”, — добавил представитель “Узбекнефтегаза”.

В последние годы Узбекистан в условиях дефицита производства бензина из нефти активизировал реализацию проектов по производству моторного топлива из газа. В начале 2017 года Uzbekistan GTL, стопроцентная “дочка” “Узбекнефтегаза”, приступила к строительству завода синтетического топлива (процесс GTL — gas to liquid) стоимостью 3,7 миллиарда долларов в Кашкадарьинской области на юге Узбекистана.

Завод будет перерабатывать 3,6 миллиарда кубометров газа и производить 743,5 тысячи тонн дизтоплива, 311 тысяч тонн авиакеросина, 431,1 тысячи тонн нафты и 20,9 тысячи тонн сжиженного газа в год.

Все права защищены и охраняются законом. Любое использование материалов сайта допустимо при условии ссылки на CA-NEWS. Редакция не несет ответственности за достоверность информации, опубликованной в рекламных объявлениях.

Редакция может не разделять мнения авторов статей в рубрике “Обзор прессы” и “Анализы и комментарии”.

Http://ca-news. org/print:1443140/

Сейчас потери от сжигания газа превышают $1 млрд. В обмен компании получат налоговые льготы и госинвестиции в перерабатывающие заводы. Нефтяники надеются получить доступ к трубе “Газпрома”.

В Госдуму внесен проект закона “Об использовании попутного нефтяного газа (ПНГ)”. Он обязывает нефтяников использовать не менее 95% добываемого ПНГ.

Попутный газ используется прежде всего в химической отрасли. Это смесь различных газообразных углеводородов (метан, пропан, бутан), побочный продукт добычи нефти. В России большая часть попутного газа сжигается в факелах: в 2009 году было сожжено около 20 млрд кубометров, что составило более 64% от всей его добычи.

Потери от сжигания газа оцениваются в $1,3 млрд (исходя из внутрироссийских цен прошлого года).

В 2010 году российские компании должны получить около 65 млрд кубометров попутного нефтяного газа — по оценкам специалистов, 25% из этих объемов будет сожжено в факелах. Исходя из нынешних цен внутреннего рынка (порядка $76 за 1 тысячу кубометров), потери составят $1,23 млрд.

Сжигание ПНГ в факелах нефтяных компаний наносит ущерб экологии. Но пока значительные объемы компании вынуждены сжигать: на небольших месторождениях устанавливать газоперерабатывающие установки невыгодно, а с транспортировкой возникают проблемы. Сетью газопроводов владеет “Газпром”, который не всегда допускает к своим трубам других производителей газа.

“Мы сейчас развиваем так называемую малую энергетику — строим на собственных месторождениях газотурбинные электростанции, которые работают на добываемом там же газе, — говорят в “ЛУКойле”. — Однако это дает использование максимум 20% добываемого ПНГ”.

Обязать нефтяников перерабатывать значительную часть нефтяного газа власти хотели давно. Но компании просили смягчить требования по утилизации попутного газа.

Согласно итоговому законопроекту, если компания сможет экономически обосновать невозможность 95-процентной утилизации ПНГ, норма может быть изменена. Кроме того, согласно проекту, 95% — норма не для каждого месторождения, а для лицензионного участка в целом. Лицензионные участки могут включать в себя и несколько десятков месторождений.

Авторы проекта предлагают систему зачетов для нефтяников: если на одном месторождении уровень утилизации превысил 95%, компания вправе использовать это превышение для зачета в счет нормы по другим участкам (если на других участках ПНГ не выбрасывается напрямую в атмосферу).

Неоднократные нарушения установленных норм грозят компаниям потерей лицензий на разработку месторождений. А за неиспользованный попутный газ придется платить. Размер платы варьируется от 25% до 75% стоимости неиспользованных объемов, конкретные ставки будут устанавливаться правительством.

Плата за неиспользованный газ не отменяет штрафов за загрязнение атмосферы.

Потенциальные затраты нефтяников может частично компенсировать ряд налоговых льгот. Во-первых, предлагается освободить от пошлин оборудование для переработки попутного газа. Но главное — инвесторы, вкладывающие деньги в переработку ПНГ, имеют право на снижение налоговой нагрузки. В законопроекте говорится о налоговом вычете в сумме 20% от стоимости производственных затрат инвестора, при условии что размер вычета не превысит половины всей суммы налога.

Также проект закона “Об использовании попутного нефтяного газа” подразумевает господдержку компаний. В частности, должна быть принята федеральная государственная программа, предусматривающая меры по финансовой поддержке переработки ПНГ, “мобилизацию государственных и частных финансовых ресурсов для создания новых производств”, а также решение проблем транспортировки попутного газа.

“Мы надеемся, что в рамках программы будет окончательно решен вопрос доступа компаний к газопроводам”, — говорят в “ЛУКойле”.

Транспортировка — это ключевой момент проблемы утилизации попутного нефтяного газа, соглашаются аналитики. “Самый высокий уровень переработки ПНГ (около 98%) среди российских компаний у “Татнефти”, — отмечает аналитик ИК “Метрополь” Александр Назаров. — Такой показатель достигается именно за счет близости месторождений к Миннибаевскому газоперерабатывающему заводу”. “Татнефть” добывает небольшие (по сравнению с ведущими нефтяными компаниями) объемы попутного газа, а крупным вертикально интегрированным холдингам необходим доступ к сети газопроводов. “Если этот вопрос не будет решен, весь законопроект теряет смысл”, — говорит Назаров.

Федеральный закон должен вступить в силу 1 января 2012 года. “Нынешний вариант документа внушает определенные надежды”, — отмечают в “ЛУКойле”.

Http://www. ukrrudprom. com/digest/Poputniy_gaz_kachaet_lgoti. html? print

Добавить комментарий