мини нпз проект

ООО “ПриволжскНИПИнефть”- специализированный институт по проектированию
инфраструктуры объектов разведки, бурения, добычи, подготовки, транспортировки,
переработки, хранения и перевалки нефти, газа и их производных.
Разработка конструкторской документации для резервуаров,
металлоконструкций и нефтегазового оборудования.

Проекты строительства и реконструкции НХЗ, ГПЗ, НПЗ и мини-НПЗ

Проектный институт “ПриволжскНИПИнефть” выполняет проекты строительства и реконструкции нефтехимических заводов, газоперерабатывающих заводов, нефтеперерабатывающих заводов, мини-заводов по переработки сырой нефти и вторичной переработке нефтепродуктов (мазута, битума, газойля).

Установка ЭЛОУ-АВТ.

Парк средств КИП и А составляют преимущественно приборы с пневматической передачей данных системы ГСП. Физически изношенные схемы управления электрооборудованием не обеспечивали его защиту и приводили к частым остановкам процесса.

ООО «Гипронефтехим» выступая подрядчиком по проектам комплексной модернизации установок ЭЛОУ-АВТ решает следующие задачи:

– доведение производства до существующих норм ПБ;

– замена устаревшего приборного парка КИП и А;

– создание современной автоматизированной системы управления;

– уменьшение ресурсо- и энергопотребления;

– внедрение технологий рекуперации избытка тепла процесса;

– увеличение производительности установки на 15%.

Основной сложностью при разработке проекта реконструкции бывает отсутствие у заказчика части архивной документации и большое количество незадокументированных изменений, выполненных в процессе эксплуатации. Специалистами проектного института выполняют по месту замеры и эскизы узлов трубопроводов с установленными средствами КИП и А, привязка установленных полевых шкафов к планам расположения технологического оборудования, определение фактического положения трубопроводов системы обогрева средств КИП и А.

Технологическая часть.

Замена тарелок и расчет новых режимов работы колонн ректификации К-2 (отбензиненной нефти) и К-10 (мазута) для повышения чистоты разделения фракций.

– Увеличение КПД нагревательных печей П1/1, П1/2, за счет организации дополнительной конвективной зоны для подогрева нефти и использования рекуперации тепла отходящих дымовых газов.

– Увеличение КПД нагревательных печей П1/3, П3, за счет подогрева подаваемого в топку воздуха теплом отходящих дымовых газов.

– Подбор эффективных реагентов-деэмульгаторов для разрушения водонефтяных эмульсий. Установка эффективных смесителей перед электродегидраторами первой и второй ступеней.

– Трубная переобвязка системы теплообменников с изменением схем движения теплоносителей, для более эффективного охлаждения циркуляционного орошения части колонн.

– Установка подземной емкости аварийного опорожнения с погружными насосами.

– Разделение установки на блоки по вызрыво-пожароопасности, расчет энергетических потенциалов, установка межблочной отсекающей арматуры.

Система электроснабжения.

-Модернизация существующего РУ кВ c заменой масляных выключателей и релейной защиты, на оборудование «Schneider Electric», установка конденсаторных батарей 6 кВ;

-Подбор и установка частотных преобразоватей без ущерба для характеристик сети;

-Реконструкция системы электроосвещения. Расчет стабилизаторов напряжения (СПН) для соблюдения нормативных характеристик электросети и поддержания уровня освещенности, регламентированного СНиП;

-Замена щита управления электроприводами (ЩСУ) задвижек и насосов;

-Разработка схемы электроснабжения технических средств автоматизации, относящихся к приемникам I категории.

Средства КИП и А.

-Замена устаревших приборов на современные, производства Yokogawa, VEGA, Endress-Hauser.

-Доведение до норм ПБ 09-540-03, 09-563-03. Установка датчиков загазованности Drager, быстродействующих отсечных клапанов Emerson. Дополнительный контроль критических параметров процессов и работы оборудования.

-Экологический контроль состава дымовых газов (O2, CO2, NOx, SO2, CO), выбрасываемых в атмосферу после комплекса печей П-1/1, П-1/2, П-1/3, П-3, многокомпонентным анализатором Modcon.

-Оптимизация процессов горения в топках печи, организация регулирования с коррекцией по концентрации O2 и СО в отходящий газах.

-Непрерывный автоматический анализ качества выходной продукции (легкий бензин, бензин, керосин) по диапазонам температуры кипения фракций, определяемым поточным анализатором Modcon.

-Организация коммерческого учета сырой нефти и выходных нефтепродуктов с применением высокоточных средств измерения производства Emerson, Yokogawa.

-Организация хозяйственного учета промежуточных потоков между аппаратами. Расчет прямых участков и сужающих устройств.

-Аттестация узлов с привлечением ВНИИР. Расчет материальных баллансов. Автоматизированная система управления

Для достижения запланированной производительности установки и стабильно высокого качества продукции были выполнены все работы по проектированию и внедрению «под ключ» АСУ ТП на базе оборудования производства Yokogawa.

Установки первичной перегонки нефти ЭЛОУ АВТ-6.

Проект полной или частичной модернизации установок первичной перегонки нефти на основании технической целесообразности и пожеланий Заказчика.

Установки атмосферной и атмосферно-вакуумной перегонки нефти типа ЭЛОУ АВТ-6, АВТ–5, АТ и другие являются головными установками переработки нефти на всех нефтеперерабатывающих заводах.

На этих установках перерабатывается или вся поступающая на НПЗ нефть, например на установках ЭЛОУ АВТ-6 мощностью в 6 млн.тонн в год или её основная часть.

При этом надежность и стабильная работа установок первичной переработки нефти имеет чрезвычайное значение для успешной работы НПЗ в целом.

В период с 1976 по 1989 г. в странах СНГ было построено 12 установок ЭЛОУ АВТ-6:

7 установок в Российской Федерации :

Москва (1), Уфа (2), Грозный (7), Нижнекамск (8), Саратов (10),

Сызрань (11), Новокуйбышевск (12)

2 установки в Азербайджане: НПЗ Азернефтянаджаг (3) и

НПЗ Азернефтяг (4), Баку

2 установки на Украине: ОАО Лисичанскнефтеоргсинтез (5,6)

1 установка в Туркменистане: НПЗ Саиди (9)

Строительство этих установок представляло в своё время значительный технический прогресс в нефтепереработке и являлось существенным шагом вперед по сравнению с эксплуатируемыми тогда в СССР установками первичной переработки нефти.

Однако, время проходит быстро и на сегодня минимальный срок эксплуатации этих установок уже составляет 20 лет, а максимальный – более 30 лет.

Из-за большого срока эксплуатации некоторые узлы этих установок устарели и физически и морально. По нашим расчетам на многих НПЗ износ изначально поставленного и не замененного технологического оборудования должен составлять не менее 80 – 100%, а на некоторых установках и более.

Таким образом, необходимость модернизации установок ЭЛОУ АВТ-6 является очевидной и стратегической задачей для обеспечения бесперебойной работы НПЗ в будущем.

Но при этом возникает вопрос выбора наиболее приемлемого варианта модернизации для каждого НПЗ в отдельности, что само по себе является непростой задачей.

По нашему опыту возможны 3 основных варианта решения проблем модернизации этих установок:

Осуществление кардинальной модернизации с заменой всех критических и устаревших узлов установки на современное высокоэффективное оборудование и системы.

Замена старого оборудования новыми образцами тех же моделей, если это еще возможно. В ряде случаев сделать это уже невозможно, поскольку компании производители старого оборудования более не существуют на рынке.

Комбинирование вариантов 1 и 2 с осуществлением поэтапной модернизации и заменой старого оборудования на современное.

Печи ( П1/1, П1/2, П1/3 ): При малой загрузке установки возможно осуществить переобвязку потоков печей с отсечением одной печи в качестве резервной из основной технологической схемы.

В частности разработано и внедрено более 15-ти новых технологических схем по улучшению теплообменных процессов на установке ЭЛОУ АВТ-6, что позволяет сэкономить около 15.000 т / год условного топлива.

Змеевики и фитинги: замена осуществляется с использованием подбора изначального типа материалов в соответствие с нормами стандартов ASTM и DIN.

Футеровка: осуществление модернизации с использованием новых современных материалов и конструкций.

Горелки: замена старых горелок на новые с автоматической системой погашения пламени.

Сажедувочные аппараты: использование новой улучшенной модели (старая модель более не выпускается).

Трансферные и шлемовые линии: приведение размеров и обозначений используемых материалов в соответствие с нормами ASTM и DIN.

Дымососы: использование новой более компактной конструкции:

· значительно меньшие размеры и вес

· меньшая мощность двигателя при одинаковой производительности,

(число оборотов 740 /мин. против 590 /мин.)

· более высокий КПД –76,5% против 72%

Стоимость новой модели ниже стоимости старой.

Насосное хозяйство: представляет собой один из ключевых узлов установки и требует особо тщательной проработки вопросов замены

Модернизация может быть осуществлена по нескольким вариантам:

· Поставка новых насосов старой, многоступенчатой конструкции с

комплектацией новыми двойными торцевыми уплотнениями.

· Ремонт насосов старой конструкции с оснасткой двойными торцевыми

Эти варианты рекомендуются использовать при частичной замене одного или двух насосов в каждой технологической позиции.

Преимущества: не требуется менять обвязку и эксплуатационные условия.

Недостатки: в будущем могут возникнуть проблемы с запчастями.

Вариант 2: Поставка новых малогаборитных (одно- / двухступенчатых) насосов новой конструкции.

Этот вариант рекомендуется использовать при осуществлении коренной модернизации насосного хозяйства и полной замене всех насосных агрегатов во всех технологических позициях.

Преимущества: меньшие эксплуатационные расходы благодаря меньшему потреблению энергии, несложному обслуживанию и ремонту (использования картриджных торцевых уплотнений) и компактности конструкции; индивидуальному выбору материалов корпуса, рабочих колес и вала для насосов к отдельным технологическим позициям с учетом особенностей эксплуатационных условий и среды.

Значительно более низкая стоимость и экономичность насосов полностью компенсирует затраты на установку и обвязку новых насосов.

· Вакуумные колонны: модернизация старой пароижекторной вакуумсоздающей системы на вакуумно-гидроциркуляционную систему.

Индивидуальный подбор типа и толщины материалов пакетов / насадок для различных секций по высоте колонны.

Преимущества: В результате модернизации выход светлых продуктов увеличивается на 1,6%, а высококачественного вакуумного газойля – на 5,3%. Годовой расход теплоэнергии уменьшается на 69.000 Гкал.

Общий экономический эффект по предварительным расчетам составляет более 10 млн. USD.

· Атмосферные колонны: оптимизация конструкции тарелок и разработка новых конструкций внутренних сегментов , подбор типа материалов тарелок, балок, крепёжных элементов и др. комплектующих для различных секций по высоте колонны.

Котлы – утилизаторы: Экономайзеры

Разработка новой, простой конструкции экономайзера с предварительной сборкой на заводе – изготовителе и несложной заключительной досборкой при монтаже.

Преимущества: высокая надежность благодаря использованию стального сердечника для чугунных ребристых элементов и исключению в новой конструкции практически всех фланцевых соединений.

Стоимость новой конструкции ниже старой.

В этой части наблюдается сильный моральный и физический износ комплектующего оборудования, в особенности систем сигнализации и блокировок всей установки.

Электрическая часть может быть модернизирована поэтапно с заменой, в первую очередь, комплектующих с критической степенью износа (в частности, электродвигатели, трансформаторы, различные реле, контакторы, изоляторы и другое оборудование).

В этой части ситуация очень критическая , поскольку большинство комплектующих старой модели больше не выпускается и по этой причине поставка новых комплектующих старой конструкции, заменяющих старые, практически уже не возможно. В критических случаях следует искать замену среди аналогов.

Одна из самых важных, морально и физически устаревших частей установки и поэтому требующей незамедлительной модернизации.

И этом случае модернизация может быть осуществлена по нескольким вариантам:

Вариант 1: Замена используемых пневматических и других комплектующих на новые старой модели (регуляторы, преобразователи и т.д.).

Этот вариант рекомендуется использовать для кратковременного решения существующих технических проблем при отсутствии средств для проведения коренной модернизации.

Вариант 2: Перевод всей установки на современную электронную систему управления

Этот вариант рекомендуется использовать для разового кардинального решения всех проблем системы управления установки, поскольку использование пневматических средств управления на мощных современных установках не оправдано ни технически и ни экономически.

· Существенное увеличение надежности работы и сокращение времени

останова и пуска установки

· Снижение стоимости эксплуатации и обслуживания как всей установки в

целом, так и системы управления в отдельности

· Возможность увеличения производительности установки по сырой нефти

· Многочисленные другие преимущества

Из вышеприведенного видно, что модернизация установок первичной переработки нефти на примере установки ЭЛОУ АВТ-6 является необходимым мероприятием для НПЗ на пути решения долгосрочных задач по уменьшению эксплуатационных расходов, улучшению безопасности и надежности, увеличению производительности, и тем самым снижению себестоимости выпускаемых нефтепродуктов и увеличению, в конечнем итоге прибыли предприятия.

Конкретно внедрение вышеуказанных мероприятий позволяет увеличить выход светлых нефтепродуктов как минимум на 1,9% и снизить себестоимость производства более чем на 2%.

Проектный институт ООО «ПриволжскНИПИнефть» осуществляет комплексную реализацию модернизационных проектов принимая на себя единую ответственность за разработку и подбор оборудования.

10 января 2018 года руководство НПО ЭТН-Циклон вернулось из республики Казахстан, г.Шымкент. В результате поездки был утвержден график производства работ самого значимого для организации проекта. Предприятие приступило к строительству нефтеперерабатывающего комбината производительностью 2 млн. тонн в год.

С 19 по 22 декабря 2017 года Руководители НПО ЭТН-Циклон посетили республику Судан в составе Российской делегации и приняли участие в 5-ом заседании Межправительственной Российско-Суданской комиссии по торгово-экономическому сотрудничеству. НПО ЭТН Циклон и суданская государственная компания Судапет приступили к реализации газоперерабатывающего завода по переработке попутного нефтяного газа.

В декабре 2017 года нами был успешно запущен узел каталитической конверсии углеводородов лёгких и средних фракций в составе установки Ц41/25 в Амурской области

С 2006 года ООО “Научно производственное предприятие ЭТН” успешно запущено 13 установок первичной перегонки нефти производительностью от 10 до 500 тыс. тонн в год на территории стран России, Украины, Казахстана и Индонезии

كتيب

Ответы на типовые вопросы о строительстве НПЗ и ценовая политика

Общие вопросы по НПЗ

1. Основная специализация нашего предприятия – это проектирование и строительство нефтеперерабатывающих установок различного назначения для НПЗ (мощностью от 10 тыс. тон н в год до 3 млн.тонн в год по сырью). Но мы также можем брать на себя проектирование и строительство всего НПЗ, т.е. кроме технологических установок, также и общезаводское хозяйство.
2. Строительство НПЗ хоть «мини» (любой до 200 тыс. тонн в год по сырью), хоть «макси» предусматривает для начала проект всего НПЗ с экспертизой проекта и получением разрешения на строительство (всё вместе не менее 4-6 млн. рублей для самого минимального по мощности)

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ (НЕФТИ, ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА)

С 2005 года внедрён в практику и успешно применяется новый способ переработки нефтяного сырья и циклонные нефтеперерабатывающие установки на его основе. Способ условно называется вихревая ректификация (ВР), или по английски WR (whirl refinery) – WR технология. Новый способ переработки нефти отличается высокой экологичностью (в отличие от классики нет нужды в сбросе жидких отходов – нефтешламов – они отсутствуют!) и позволяет занять свою, ранее никем не занятую «нишу» в деле нефтепереработки, и эта ниша – глубокая переработка нефтяного сырья для малой производительности НПЗ (например от 200 тысяч до 3 миллионов тонн в год по сырью). Такой мини-НПЗ может включать в свою технологическую часть и каталитическую переработку мазутов и газойлей, а также каталитическую переработку светлых нефтепродуктов без потери качества нефтепродуктов и с периодом окупаемости с начала эксплуатации мини-НПЗ в 1,5-2 года. Это объясняется тем, что качество получаемых продуктов не зависит от колебаний % состава сырья и на циклонных нефтеперерабатывающих установках могут перерабатываться «с колес» без перенастройки лёгкие и тяжёлые нефти, газовые конденсаты и их смеси.

Установки по переработке нефти серии «Ц41/xx» циклонного типа, предназначены для разделения конденсированного углеводородного сырья (нефть, газовый конденсат или их смесь) на фракции и, в частности, могут быть использованы для получения от 2-х до 4-х нефтепродуктов в различных сочетаниях по шкале температур кипения .

Мощность таких мини НПЗ составляет от 10 до 3000 тыс. т/год при переработке нефти.

Число условных часов работы в год – 8000.

Установки имеют одну или несколько технологических линий, в зависимости от производительности.

Установка первичной перегонки сырья – установка предназначенная для разделения углеводородного сырья (газовый конденсат, нефть и их смеси) на 3, 4 или больше фракций и получения, например таких нефтепродуктов, как мазут, дизельное топливо, прямогонный бензин и осветительный керосин (или лигроин) . В основе технологии фракционного разделения нефти в наших установках лежит неравновесный подход, реализованный через устройства испарителей-сепараторов циклонного типа. Способ и устройство запатентованы!

Малая переработка нефти в России возникла немногим более 15 лет назад и на протяжении всего своего существования рассматривалась исключительно как «остаточное» явление ТЭК.

Сектором мини-НПЗ — не те масштабы — государство ни разу всерьез не интересовалось, отдавая все силы « большой» нефтепереработке. В значительной мере этот рынок обойден вниманием и СМИ, и отраслевых экспертов, что закономерно порождает дефицит качественной статистики и избыток субъективной аналитики.
В то же время, сектор мини-НПЗ характеризуется не только малой мощностью установок, но и своей экономической нишей, направленностью на решение локальных задач, и именно поэтому его нельзя рассматривать сквозь призму большой переработки нефти. По крайней мере, пока.

Грядущее вступление в силу технического регламента « О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» сегодня заставляет многих экспертов говорить об окончании эры мини-НПЗ. Вполне реалистичен и другой сценарий развития ситуации: трансформация сектора малой переработки. Судя по всему, этот тернистый путь является единственным шансом для мини-НПЗ оставить за собой свою экономическую нишу в новых условиях. Более того, если будут реализованы все стартовавшие на сегодняшний день проекты, то доля моторных топлив от мини-НПЗ на российском рынке к 2012 году может достичь 20%. Теоретически…

Формирование сектора малой переработки нефти в России началось после распада СССР Сейчас большинство мини-НПЗ в технологическом плане представляют собой установки атмосферной перегонки нефти, сконструированные на основе упрощенных схем. При этом, установки мощностью по сырью от 5 до 500 тыс. твг принято относить к малотоннажным установкам ( МТУ), тогда как установки мощностью 1−2 млн твг — к малым НПЗ, совокупность же МТУ и малых НПЗ принято объединять под термином « мини-НПЗ».

Технологическая специфика мини-НПЗ: 4 уровня

Степень автоматизации технологического процесса на многих действующих мини-НПЗ невысока. Внедрение большинства вторичных процессов переработки сырья экономически нецелесообразно, за исключением, пожалуй, термического крекинга мазута, эффективно применять который можно, начиная с мощности по нефти в 100 тыс. твг.

Большинство экспертов сошлись во мнении, что существует « пирамида» мощности мини-НПЗ по сырью, разделенная на уровни, и переход на каждый последующий ее уровень позволяет экономически обосновано внедрять различные технологии вторичной переработки нефти, улучшая экономические показатели и качество вырабатываемой продукции. Проанализируем технологическую составляющую мини-НПЗ, находящуюся на разных уровнях пирамиды. Вначале рассмотрим два нижних уровня.

Принципиальные различия между этими группами мини-НПЗ состоят не только в мощности, но и в рентабельности производства. Так, рентабельность заводов базового уровня с мощностью менее 100 тыс. твг не будет превышать 10%, что говорит о низкой привлекательности таких проектов как отдельного бизнеса. В то же время рентабельность производства второй группы мини-заводов уже находится в среднем на уровне 50%. резко повышая инвестиционную привлекательность, что обусловлено ростом глубины переработки сырья приблизительно с 50 до 70%.

На обоих уровнях мини-НПЗ возможна выработка исключительно прямогон-ного ( низкооктанового) бензина; качество производимого дизельного топлива полностью определяется содержанием серы и парафинов в сырье. Разумеется, говоря о рентабельности первых двух групп мини-НПЗ, мы исходим из возможности реализации вырабатываемой ими продукции, что уже в ближайшем будущем не будет представляться возможным.

Третий уровень пирамиды мощности мини-НПЗ за счет использования процессов термокрекинга, гидроочистки и риформинга обеспечивает не только привлекательную рентабельность производства, но и возможность выработки качественного малосернистого дизельного топлива и высокооктанового автобензина.

Четвертый уровень мощности — некое переходное состояние. Такие заводы часто строят в несколько этапов, и по мере пуска в эксплуатацию всех мощностей завод освобождается от приставки « мини-» не только в плане объема переработки сырья, но и в отношении технологической оснащенности, переходя в группу средних НПЗ. Комплекс процессов каталитического и гидрокрекинга, изомеризации и алкилирования позволяет уже выходить на уровень качества моторных топлив, соответствующий стандарту Евро-4.

Мини-НПЗ четвертого уровня мощности хоть и требуют немалых инвестиций, но в случае, если потенциально
му владельцу важна прозрачность бизнеса, а основным способом сбыта нефтепродуктов станет оптово-розничная реализация, видятся оптимальным вариантом. Мини-НПЗ этой группы еще называют региональными, так как они потенциально способны покрывать потребности в нефтепродуктах удаленных регионов страны.

Часто встречающееся заблуждение — недооценка разницы между глубиной переработки сырья и качеством вырабатываемых нефтепродуктов. Глубина переработки напрямую зависит от внедрения вторичных деструктивных термических или термокаталитических процессов, но она отнюдь не является залогом высокого качества вырабатываемых светлых продуктов переработки. К примеру, термический крекинг, применимый на большинстве мини-НПЗ, дает значительный выход олефиновых углеводородов, содержание которых в бензинах нежелательно. В то же время, содержание серы во фракциях термокрекинга определяется ее процентом в сырье и может быть уменьшено только путем гидроочистки. Вопрос октанового числа автобензинов неоднозначен. Его можно повышать риформингом, но требования Евро-4, которые будут действовать в нашей стране с 2010 года, значительно ограничат содержание риформата в автобензинах.

География мини-НПЗ — в расчете на спрос на нефтепродукты

По данным Информационного центра « Кортес», в настоящее время в России действуют 80 и строятся 29 мини-НПЗ различной мощности. В данном случае речь идет именно о легально работающих установках, а не о так называемых « самоварах», официальной статистики по которым не существует.

Анализ распределения действующих мини-НПЗ по федеральным округам выявляет концентрацию малой переработки в районах, в которых большая переработка представлена недостаточно или не представлена вовсе. Так, на территории Приволжского ФО находятся почти половина больших и меньше четверти мини-НПЗ, что в абсолютных цифрах дает нам соответственно 12 и 19 предприятий. В то же время, в УрФО нет ни одного большого НПЗ, зато официально работают 13 мини-заводов. Из картины регионального распределения следует, что мини-НПЗ процветают там, где высок спрос на нефтепродукты, который по разным причинам не может быть полностью обеспечен поставками крупных предприятий .

Мини-НПЗ увеличивают мощности

В статистике ИЦ «Кортес» на сегодняшний день фигурируют мощности 66 действующих и 25 строящихся мини-заводов. Приведенные данные явно показывают обратную зависимость между уровнем мощности и соответствующим количеством действующих мини-заводов. Так. в стране сейчас действуют 26 мини-НПЗ, обладающих мощностью менее 50 тыс. твг, и они составляют наиболее многочисленную группу. Мощность 24 мини-заводов находится в пределах 50−200 тыс. твг. Суммарно две эти группы составляют 75% сегмента мини-НПЗ, мощности которых известны статистике.

Очевидно, что на трети действующих мини-НПЗ не применяется даже термокрекинг мазута, и они представляют собой исключительно малотоннажные установки атмосферной перегонки нефти. Данный факт свидетельствует о явно специфическом предназначении большинства действующих установок. В частности, это задача снабжения пусть даже низкокачественным, но дешевым топливом удаленных предприятий. Иную картину дает статистика строящихся мини-НПЗ. В этом случае мы наблюдаем рост числа мини-заводов с увеличением мощности. Так, проектная мощность почти половины строящихся мини-НПЗ превышает 500 тыс. твг ( 12 предприятий), а четверть строящихся мини-заводов обладают мощностью от 200 до 500 тыс. твг. Соответственно, почти на ¾ строящихся мини-НПЗ потенциально возможен выпуск высокооктановых марок автобензинов и качественного дизельного топлива.

Стремятся ли к этому владельцы мини-НПЗ? С полной уверенностью утверждать это вряд ли возможно, однако верить в ориентацию будущих предприятий на производство качественного моторного топлива, безусловно, хочется. С другой стороны, видно, что рынок в целом не вполне согласен с позицией министра В. Христенко, который обозначил свое отношение к вопросу следующим высказыванием: «У меня нет предубеждения относительно мини-НПЗ, есть сомнения, что это экономически оправдано для инвесторов». По его мнению, с экономической точки зрения целесообразно строить НПЗ мощностью не менее 7 млн твг, тогда как мы видим бурное и, насколько можно судить, экономически оправданное развитие строительства более мелких заводов.

Позицию министра можно понять разве что, глядя на действительность глазами ВИНК — собственно так, как это не перестает дел
ать российское правительство с самого зарождения рынка. На протяжении последних лет мы были свидетелями громких покупок ВИНК весьма успешных малых независимых нефтедобывающих предприятий, но при этом наши эксперты не назвали ни одного факта покупки действующего успешного мини-НПЗ крупной нефтяной компанией. Отсутствие интереса с их стороны к покупке такого рода активов не только подчеркивает специфическую нишу малой переработки нефти, но главное — разные « весовые категории» большой и малой переработки нефти. Эта отрасль ТЭК, имеющая очевидные преимущества и при адекватных инвестициях способная решать задачи обеспечения качественными нефтепродуктами отдаленных районов, похоже, так и останется уделом именно независимого сегмента.

Производственная специализация мини-НПЗ: дизель и прямогон

Анализ участия действующих мини-НПЗ в производстве нефтепродуктов позволяет утверждать, что. во-первых, налицо специализация малой переработки нефти на производстве дизельного топлива — его вырабатывают 62 мини-завода из 80 действующих. Во-вторых, сброс прямогонного бензина и мазута в трубопровод практикуется приблизительно на 30 мини-НПЗ ( если исходить из отсутствия этих позиций в списке вырабатываемых нефтепродуктов). Наконец, лишь 21 мини-завод вырабатывает автомобильный бензин, соответственно, только эти мощности потенциально могут быть оснащены риформингом и гидроочисткой. В то же время и этот факт не бесспорен, так как автобензин может быть произведен путем компаундирования с октаноповышающими добавками и присадками.

Существующая структура вырабатываемых на мини-НПЗ продуктов еще раз подтверждает в целом безрадостную картину технологического оснащения малой нефтепереработки, но при этом подчеркивает специфику отрасли. Ведь в России дизельное топливо в основном потребляет не частный автотранспорт, а грузовая техника и различные промышленные установки. Таким образом, мы получили еще одно подтверждение тезиса о специализации мини-НПЗ на снабжении удаленных предприятий дешевым и преимущественно дизельным топливом. О нацеленности этих заводов на розничный рынок нефтепродуктов в подавляющем большинстве случаев речи не идет.

Доля мини-НПЗ — 2,6% переработанной нефти

Завершим обзор статистики малой переработки анализом ее абсолютных и относительных показателей за 2007 год. В 2007 году на долю мини-НПЗ пришлось 2,6% переработанной нефти. С одной стороны, эту цифру сложно назвать впечатляющей, но в то же время отрасль продемонстрировала фантастический прирост общего объема переработки в размере 131,7%. При этом, за 2007 год на мини-НПЗ произведено дизтоплива почти в 8 раз больше, чем автобензина, а отношение выработки дизтоплива к авиакеросину и того выше — 14,3.

Беспристрастный анализ статистических данных не позволяет вменить в вину мини-заводам проблему некачественного моторного топлива на заправках. Полпроцента автобензина, официально производимого на мини-НПЗ — это капля в море, которая объективно никак не может повлиять на рынок моторного топлива. Доля выработки дизельного топлива на легально действующих мини-НПЗ, составляющая 2,4%, почти в 4,5 раза превышает показатель по автомобильному бензину, но и она не может быть ощутимой в масштабе топливного рынка страны.

Если весь прямогонный бензин, выработанный известными статистике мини-НПЗ в 2007 году, попадет на розничный рынок, то его окажется всего лишь порядка 680 тыс. т, а 27 больших НПЗ за этот же период времени произвели без малого 35 млн т автобензина. То есть: доля российского бензина, приходящаяся на малую нефтепереработку, незаметна в общем объеме. Поэтому корни проблемы значительного количества фальсифицированного топлива на заправках, ориентируясь на официальные факты, следует искать не в существовании мини-НПЗ, а в иных источниках. Более вероятной причиной видится « самоварный» бизнес, процветающий в южных регионах страны, и «разбодяживание» на нефтепродуктовых базах, то есть незаконные и уголовно преследуемые деяния.

Таким образом, российская малая нефтепереработка — явление локальное, роль которого как способа создания дополнительной конкуренции на рынке моторного топлива в масштабах страны сильно преувеличена. Мини-НПЗ в сегодняшнем состоянии, конечно, могут оказывать влияние на рынки моторного топлива некоторых отдаленных регионов России с малой численностью населения и малым потреблением горючего, но, скорее, по причине низкой цены нефтепродуктов, а не их
качества. Полноценная конкуренция со стороны мини-НПЗ будет возможна лишь в случае роста их вклада в производство нефтепродуктов — если не на порядок, то хотя бы в разы, а также при сопоставимом уровне качества с продукцией больших НПЗ.

Как известно, 5 сентября 2008 года в силу вступает специальный технический регламент « О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту». Согласно документу, выпуск бензина стандарта Евро-2 будет разрешен до 31 декабря 2008 года. Евро-3 — до 31 декабря 2009 года, Евро-4 — до 31 декабря 2012 года. Очевидно, что подавляющее большинство действующих мини-НПЗ не сможет вырабатывать соответствующие регламенту нефтепродукты и легально их реализовывать на розничном рынке уже с начала 2009 года.

Призывы установить дифференцированные требования к качеству моторного топлива в зависимости от региона страны не обоснованы. Принятый регламент, хоть и в жесткой форме, все же определяет стратегическое направление развития российской нефтепереработки и рынка нефтепродуктов в направлении повышения качества и ужесточения экологических требований. Ввод же дифференцированных стандартов, скорее всего, в массовом порядке будет воспринят как легальный повод для переноса сроков модернизации производственных мощностей.

Возникает вопрос: какие мини-НПЗ смогут легально производить нефтепродукты для розничного рынка моторного топлива? Очевидно, что с наступлением 2009 года продолжат работать мини-заводы мощностью более 200 тыс. твг, оснащенные комплексом риформинга и гидроочистки, а с наступлением 2010 года — только региональные мини-НПЗ, находящиеся на вершине пирамиды мощности. Этот сегмент малой переработки нефти определенно имеет перспективы —даже в свете вступления в силу регламента, но при условии адекватных вложений в развитие производственных мощностей и выработки нефтепродуктов современного качества. Похоже, сложившаяся ситуация в полной мере осознается и бизнесом, о чем говорит преимущественное строительство мини-НПЗ мощностью более 500 тыс. твг.

Два нижних уровня пирамиды уже с сентября этого года будут испытывать трудности с выпуском нефтепродуктов для розничного рынка. Учитывая же, что значительная часть таких мини-НПЗ принадлежит крупным предприятиям и выполняет функцию по удовлетворению собственных потребностей в дешевом моторном топливе, судьба данного сегмента малой переработки нефти будет зависеть от принципиальной позиции правительства и контролирующих органов.

Если же говорить о сегодняшней букве закона, то никаких шансов на продолжение выпуска в оборот продукции двух нижних уровней нашей « пирамиды» не предусматривается. Ситуацию может изменить лишь принятие поправок, откладывающих вступление в силу очередных этапов « европеизации» российского топливного рынка с учетом явного отставания как малой, так и крупной переработки. По нашим оценкам и по оценкам опрошенных нами экспертов, такой вариант развития событий вполне возможен.

Выживут немногие мини-НПЗ

Однако, если не пользоваться сослагательным наклонением, то в соответствии с утвержденным техническим регламентом к 2010 году на внутренний топливный рынок смогут работать лишь мини-НПЗ четвертого уровня. Общая мощность таковых среди ныне действующих мини-НПЗ составляет 9 млн твг; среди строящихся мини-НПЗ — 19,2 млн твг.

На полный цикл создания мини-НПЗ требуется в среднем 2−3 года, следовательно, к 2011−2012 годам, по нашим прогнозам, будут законопослушно работать 25% действующих в настоящее время и 54% строящихся мощностей. По оценкам ЛУКОЙЛа, общая мощность крупных НПЗ к 2012 году в России должна составить около 294 млн твг. К этому же году общая мощность мини-НПЗ ориентировочно составит 28.2 млн твг, то есть около 10% от суммарной мощности « большой» нефтепереработки. При 90%-ной загрузке мощностей еж егодный суммарный объем переработки нефти на мини-НПЗ может достичь уровня 25,4 млн твг.

Большинство строящихся мини-НПЗ 4-го уровня ориентированы как минимум на 85%-ю глубину переработки нефти, следовательно, из 25,4 млн т переработанной нефти потенциальный выход светлых фракций будет составлять около 21,6 млн т. Суммарное содержание бензиновых, керосиновых и дизельных фракций можно ориентировочно оценить в 17,5 млн т, из которых около 16 млн тонн будет приходиться на бензины и дизельное топливо.

Таким образом, если по средневзвешенному прогнозу ЛУКОЙЛа потребление моторного топлива на российском рынке при оптимистическом росте ВВП в 2012 году составит около 80 млн твг, то доля участия малой переработки в этом рынке может достичь 20%. И, хотя в нынешней ситуации ручаться за абсолютные цифры топливного прогноза не приходится, динамика представляется абсолютно очевидной. По всей видимости, мы доживаем последние годы недооценки мини-НПЗ.

Модернизация мини-НПЗ в два этапа.

1. Модернизация НПЗ с внедрением новой технологии введения в эксплуатацию установки крекинга мазута бензином.
2. Строительство НПЗ производительностью 500 тыс.тонн в год с выпуском топлива стандарта ЕВРО-5 и других сопутствующих топливных материалов.

Инновационность проекта:
Инновационная установка крекинга мазута бензином. Имеется НОУ-ХАУ.

Конкурентные преимущества проекта:

• Развитая транспортная система, позволяющая поставлять сырье и вывозить готовый продукт ж/д, авто- и водным транспортом. Расстояние до ближайших населенных пунктов: с.Дубовское – 60 км; ст.Подгоренская – 2 км; г.Волгодонск – 15 км; г.Ростов-на-Дону – 240 км.
• Наличие земельных участков от 20 до 40 га рядом с основным объектом, которые приращиваются в случае реализации 2-го этапа проекта по строительству НПЗ-500.
• Наличие месторождений газа и нефти в области.
• Административный ресурс.

Проект включает в себя два этапа:

1. Модернизация НПЗ с внедрением новой технологии введения в эксплуатацию установки крекинга мазута бензином. Высокая рентабельность при внедрении новой технологии обеспечивается за счет:

• глубины переработки;
• снижения стоимости сырья из-за ухода от нефти и использования в качестве сырья мазута и прямогонного бензина;
• повышения стоимости готового продукта за счет повышения его качества, получение стандарта ЕВРО-4.

2. Строительство НПЗ производительностью 500 тысяч тонн в год с выпуском топлива стандарта ЕВРО-5 и других сопутствующих топливных материалов.

Инновационность проекта:
Инновационная установка крекинга мазута бензином.

Сырье – прямогонный бензин.

На выходе:

• Высокооктановый компонент автобензина А-76;
• Нормаль 80;
• Дизельное топливо ГОСТ-805.

Конкурентные преимущества проекта:

• Развитая транспортная система, позволяющая поставлять сырье и вывозить готовый продукт ж/д-, авто- и водным транспортом. Расстояние до ближайших населенных пунктов: с. Дубовское – 60 км; ст. Подгоренская – 2 км; г. Волгодонск (порт) – 15 км; г. Ростов-на-Дону – 240 км.
• Наличие земельных участков от 20 до 40 га рядом с основным объектом, которые приращиваются в случае реализации 2-го этапа проекта по строительству НПЗ-500.
• Наличие месторождений газа и нефти в области.
• Административный ресурс.

Строительство мини НПЗ мощностью 120 тыс.тонн в год в г.Ангарске Иркутской области и организация производства нефтепродуктов.

К настоящему времени:

• приобретена производственная площадка;
• проект прошел экспертизу проектной документации;
• получено разрешение на строительство;
• подключена электроэнергия;
• построен ж/д тупик;
• построен резервуарный парк на 6 тыс. тонн;
• построена (в металле) установка по переработке нефти с необходимым оборудованием.

Цели проекта:
Организация производства нефтепродуктов.

Какую потребность потенциальных потребителей удовлетворяет проект:
Потребность в нефтепродуктах.

Конкурентные преимущества проекта:
Определенный дефицит на рынке планируемой к выпуску продукции.

Объемы производства/строительства (в год):
Переработка 120 тыс. тонн нефти в год.

Объемы реализации (в год):
После запуска производства 2,5 млрд. руб. с НДС в год.

География реализации продукции/проектов по строительству:
Производство: Иркутская область.
Сбыт: Россия, Китай, Монголия.

Краткая справка о состоянии отрасли в стране реализации проекта:
В сфере производства и сбыта нефтепродуктов имеется определенная конкуренция, но все же спрос на готовую продукцию превышает предложение.

Краткая справка о состоянии отрасли на региональном уровне:
Анализируя рынок нефтепродуктов в динамике, можно наблюдать частые периоды нехватки продукции, обусловленные политикой компаний, предпочитающих экспортные поставки.

Доля экономически активного населения в регионе:
68,9%

Поделиться ссылкой: