ИА SakhaNews. Представляем вашему вниманию полемическую статью инженера-технолога по переработке нефти и газа Петра Семенова из города Мирный, более сорока лет проработавшего в нефтегазовой промышленности республики и посвятившего основную часть своей трудовой деятельности производству собственных нефтепродуктов в Якутии.
Уже сорок лет Якутия живет мечтой о собственном нефтеперерабатывающем заводе. В советские времена этой мечте не удалось сбыться из-за отсутствия отечественных технологий глубокой переработки нефти для заводов мощностью 3 млн. тонн. в год.
Сегодня с прохождением магистрального нефтепровода ВСТО по территории республики не только ускорилось освоение нефтегазовых месторождений, но и появились реальные возможности для организации нефтеперерабатывающих производств. В 2008 году Минэкономики и Минпром республики рассматривали подготовленные ведущими российскими проектными фирмами варианты размещения нефтеперерабатывающего завода с годовой мощностью переработки 1-1,5 млн. тн нефти.
Из нескольких пунктов, подходящих для строительства завода, в числе которых были города Ленск, Якутск и Алдан, самым предпочтительным по экономическим показателям считается город Алдан. В числе минусов для города Ленск были: необходимость накопления полученных нефтепродуктов от навигации до навигации, нахождение нефтебазы на слишком близком расстоянии от реки Лены (угроза паводка и загрязнения реки) и отсутствие сбыта мазута.
Последнее связано с действующим запретом АК»Транснефти» принимать в магистральные нефтепроводы тяжелые мазутные остатки. Но главная причина – скорое освоение крупнейшего Чаяндинского газоконденсатного месторождения, где наряду с природным газом будет добываться свыше 1 млн. тн газового конденсата. Газовый конденсат – ценнейшее сырье для получения по сравнительно простой технологии высококачественных бензинов, авиакеросинов и дизельных топлив, при этом не образуется никаких мазутных остатков.
Учитывалось также, что при освоении нефтегазовых месторождений компании-недропользователи, при необходимости, могут смонтировать на своих промыслах мини-перерабатывающие установки, выпуск которых освоили и российские фирмы. При этом появляется возможность внедрения принципиально новых технологий для переработки тяжелых углеводородных фракций.
За последние 20 лет в мире построено свыше 1000 мини-НПЗ, в том числе больше 160-ти – в России, мощностью от 10 до 500 тыс. т. в год. Так, в Ханты-Мансийском автономном округе, площадь которого в шесть раз меньше территории нашей республики, успешно эксплуатируются Более двадцати нефтегазопереработывающих заводов. При довольно развитой транспортой инфраструктуре (железнодорожной, дорожной и речной) ежегодно округ потребляет 130 тысяч тонн дорожных битумов(сам округ производит 60 тысяч тонн), у нас же в лучшие годы завозилось чуть более двух тысяч тонн.
И, наконец, с 1993 года АК» АЛРОСА» реализует проект добычи и переработки нефти на Иреляхском месторождении, которое расположено в городской черте Мирного. Пробурены десятки эксплуатационных скважин, смонтирован современный солепромысел, на 90% построена заводская инфраструктура нефтеперерабатывающего завода мощностью 250 тысяч тонн. С 1995 года на открытых площадках «хранится» нефтеперерабатывающее оборудование американского производства стоимостью в десятки миллионов долларов.
Мирнинским региональным колледжом подготовлены сотни молодых операторов по добыче и переработке нефти и газа, слесари КИПиА. Расчеты показывают, что цена производимых на заводе моторных топлив для АК»АЛРОСА» не превысила бы 7-8 тысяч рублей за тонну. Однако таких «темпов» реализации нефтяного проекта история мировой нефтеперерабатывающей промышленности не знала, а виной тому – нескончаемая чехарда со сменой президентов АК “АЛРОСА”, которая не только усугубила финансовое положение самой компании, но и привела, начиная с 2002 года, к полной консервации Иреляхского проекта. А ведь в этот проект вложены и огромные средства Якутии, которая является основным акционером алмазной компании.
На вопрос, где строить нефтеперерабатывающий завод, ответ может быть только один: достроить Иреляхский завод, который обеспечит на многие годы всю Западную Якутию высококачественными автобензинами, дизельными топливами, дорожным и строительным битумом. Для этого не нужно исключать и варианта передачи предприятия ЗАО «Иреляхнефть» за один рубль инвестору, который бы обеспечил ввод завода в эксплуатацию в течение ближайших двух-трех лет( пример: М. Прохоров – глава группы ОНЭКСИМ – недавно приобрел за один рубль известный баскетбольный клуб НБА «Нью-Джерси Нетс» с обязательством построить новый спортивный комплекс).
Для удешевления реализации мегапроектов в Южной Якутии можно построить мини-НПЗ в гг.Олекминск, Алдан, Нерюнгри, возможно, в п. п. Тикси, Жиганск и Черский.
Руководство России со всех трибун призывает к развитию перерабатывающих производств. И для этого есть серьезные причины: износ основных производственных фондов 26 крупнейших российских нефтеперерабатывающих заводов превышает 80%, что не только ведет к постоянному росту цен на нефтепродукты, но и не обеспечивает достаточную надежность их поставок.
Наше Правительство в такой сложной ситуации мало что делает даже для развития сети газозаправочных станций (которые уже завтра смогли бы в 2-3 раза удешевить затраты на заправку автотракторной техники большинству жителей газифицированных населенных пунктов), и практически ничего не делает для создания нефтеперерабытывающих производств, или делает в весьма своеобразной форме.
Защиту интересов крупных компаний ведут лучшие специалисты, а кто защитит интересы нашей республики и ее народа? Республика в ближайшей перспективе планирует на порядок увеличить доходы бюджета от деятельности нефтегазового комплекса, а Правительство умудрилось полностью «зачистить» свой аппарат от опытных специалистов-нефтянников и газовиков!
Складывается впечатление, что Правительство республики упорно не хочет слезать с «финансовой иглы» сезонного завоза нефтепродуктов, перекладывая все затраты на тощие кошельки жителей Якутии. Одна надежда на депутатов Ил Тумэна и на Якутское отделение партии «Единая Россия», которые, надеюсь, внимательно разберутся в сложившейся ситуации и скорректируют политику Правительства в области производства собственных нефтегазопродуктов на ближайшие два-три года.
Http://www.1sn. ru/35446.html
«Нефть России», 26.08.13, Москва, 10:37 Глава Союза экспортеров нефти, газа и нефтехимической продукции Ирана Хассан Хосроджерди сообщил агентству ISNA, что частный сектор Ирана намерен построить до 20 небольших нефтеперерабатывающих заводов внутри страны и за ее пределами.
Мини – НПЗ, cозданные по иранским технологиям, могут перерабатывать от 2 тыс до 20 тыс. баррелей нефти в сутки.
Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № 77-6928
Зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовой коммуникаций 23 апреля 2003 г.
Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № ФС77-51544
Перерегистрировано Федеральной службой по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций 2 ноября 2012 г.
При цитировании или ином использовании любых материалов ссылка на портал «Нефть России» (http://www. oilru. com/) обязательна.
Точка зрения авторов, статьи которых публикуются на портале oilru. com, может не совпадать с мнением редакции.
«Нефть России», 26.08.13, Москва, 10:37 Глава Союза экспортеров нефти, газа и нефтехимической продукции Ирана Хассан Хосроджерди сообщил агентству ISNA, что частный сектор Ирана намерен построить до 20 небольших нефтеперерабатывающих заводов внутри страны и за ее пределами.
Мини – НПЗ, cозданные по иранским технологиям, могут перерабатывать от 2 тыс до 20 тыс. баррелей нефти в сутки.
Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № 77-6928
Зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовой коммуникаций 23 апреля 2003 г.
Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № ФС77-33815
Перерегистрировано Федеральной службой по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций 24 октября 2008 г.
Http://www. oilru. com/news/378012/
С полной уверенностью ныне должно утвердиться убеждение, что в целом свете нет другой страны, столь богатой нефтью, как предгорья Кавказа. Начиная с окрестностей Петровска в Северном Дагестане, около Темирхан-Шуры, где горы переходят в равнину, идет нефтеносный пояс вдоль Главного Кавказского хребта. Близ Грозной, в углу между Сунжою и Тереком, на казачьих землях, арендуемых г. Мирзоевым, ведется, хотя и с малою энергией, даже добыча нефти. Далее на запад, в Майкопском уезде, также известна нефть, а еще более ее в Закубанском крае, где уже в 60-х годах с успехом бурил покойный А. Н. Новосильцов, где ныне А. Дурасов владеет столь известною долиною Кудако и где американец, г. Тведдле, заарендовал у казаков, у г-жи Кесслер, у г. Меликова и других огромные пространства земли для разработки на нефть, которую уже и стал добывать 22 .
В Закубанском крае все говорит в пользу большого его сходства с Пенсильванией, снабжающей мир своими нефтяными продуктами. Между Поти и Батумом, вблизи моря, есть местность с явными признаками нефти. Там и начали бурить, да сломали бур и бросили дело, которое достойно лучшего и более энергического расследования. По дороге от Поти к Тифлису и в нем самом есть много мест, где выходы нефти известны, но не только не разработаны, а даже часто не хорошо и обследованы. Далее к юго-востоку, близ Царских Колодцев, г. Сименс ведет разработку ширакской нефти и сбывает свои продукты закавказцам. С приближением к Баку признаки, выходы и расследования увеличиваются, есть хорошие указания на массы нефти, но все же разработки нет. Оно и понятно, потому что на Апшеронском полуострове в 15-20 верстах от моря, около селений Балаханы и Сабунчи, а на Баиловом мысу – на самом берегу моря, давным-давно вырабатывается нефть, и чем больше ее хотят добыть, тем больше и получают. В 30-х годах было 1/4 млн., в 60-х – 1/2 млн., в 70-х – миллионы пуд., а теперь десятки миллионов пудов нефти добываются в этих местах. Будут, можно смело утверждать, и сотни миллионов, когда захотят и станут делать все, что для этого нужно. А все это необходимое бакинцы уже знают теперь. От этого добра искать другого никому пока и нет охоты. Так, Кавказ окружен нефтяной цепью.
Такой суммы благоприятных условий, такого множества источников, такого постоянства и богатства нефтью многих из разработанных колодцев, такой незначительности глубин нефтеносных пластов, такой близости богатых месторождений нефти к морям, такой дешевизны рабочих рук (особенно персов в Баку), такой полной свободы промысла и такой доисторической давности, какие совокупились на Кавказе, а особенно в Баку, нигде нет. Не только Галиция, Рангун или Япония, даже Пенсильвания далеко не в таких условиях, благоприятствующих развитию русского нефтяного промысла. Это самое я утверждал в 60-х годах и подробно развивал в своей книге ("Нефтяная промышленность в Пенсильвании и на Кавказе"), написанной в 1876 г. после поездки в Америку. Но тогда во мне говорило убеждение, основанное на изучении сущности предмета, а теперь то же должен сказать всякий, кто увидит действительность, побывает в Баку и узнает численные данные, как это пришлось сделать мне и моему спутнику А. Л. Потылицину в нынешнее лето, посвященное, по поручению г. министра финансов, поездке на Кавказ для изучения современного положения тамошней нефтяной промышленности. Теперь я считаю долгом говорить не только в книгах или научных статьях, а в газетах, чтобы действительность стала известна всем кто хочет знать истину о России. Ближайшая цель моя теперь – не рассказ о виденном (это я постараюсь сделать впоследствии), не сбор доказательств на имеющиеся богатства, не возбуждение к новым поискам на нефть, – мне хотелось бы разъяснить теперь: что, по моему мнению, должно в ближайшее время делать с массою нефти, добываемой на одном Апшеронском полуострове, около Баку, не говоря пока ни о каких других частях Кавказа. И это теперь необходимо разъяснить, потому что нарыли бакинцы столько колодцев и столько надобывали нефти, что не знают, куда с нею деваться, и рады спустить ее хоть по полторы, по две и много по 3 коп. за пуд на месте добычи, лишь бы продать хоть 30 млн. пуд. Будь цена от 3 до 5 коп. за пуд, они докончили бы зачатые буровые колодцы, пустили бы свободно играть свои нефтяные фонтаны, а не запирали бы их особыми, ими же изобретенными, массивными кранами и задвижками, повычерпали бы свои нефтяные озера и, конечно, доставили бы, при спросе, хоть 100 ООО ООО пуд. в год, даже в первый, не говоря о последующих годах, в которые нарыли бы колодцев и на гораздо большую массу нефти.
Таково богатство одного Баку. Теперь же не знают, куда сбыть 30 млн. пуд. по 2 коп. А надо сказать, что в Пенсильвании цена восьмипудовой бочки (барриля в 42-45 галлонов) сырой нефти на месте добычи в среднем – около 2 долл., без укупорки, т. е. без посуды. Это составляет по нынешнему курсу (франк около 38 коп.) около 3 р. 80 к. за 8 пуд. или 47 коп. за пуд сырой нефти на месте добычи, за сотни верст от моря. При такой цене на месте, в Нью-Йорке, т. е. у моря, то же количество нефти ценится около 3 1/2 долл., опять же без укупорки. Это составит за пуд у моря около 83 коп. Теперь, когда нефтепровод Нью-Йорк сделан, конечно, провоз до моря дешевле; но все же само собою разумеется,, цена выше, чем на месте; следовательно – около 50 коп. за пуд. Самая низшая цена, бывшая в 1874 г. в Нью-Йорке, была 5 центов за галлон или около 2 долл. за бочку, т. е. у моря не менее 45 коп. за пуд. На месте добычи в Америке, принимая во внимание наш и их курс, цена не бывала меньше 15 коп. за пуд. А в Баку она теперь 1 1/2 много 2 или 3 коп. за пуд на месте добычи, а у моря на 1 1/2-2 коп. дороже. Вот тут-то и сущность дела. Бакинцы могут работать с выгодою, даже при ценах очень низких, а американцам нефть на месте обходится в десять раз дороже. Оно и понятно. У нас приходится рыть на глубину менее 500 фут., и есть места, где нефть наверно всегда получается в изобилии, а американцам уже надо рыть глубже 1000 футов, ныне даже на 1500 футов и там выходы менее изобильны и менее длительны, чем в Баку. Кажется, хорошо. На деле же выходит плохо, потому что (в своем месте, современном, я это докажу цифрами) 2 коп. за пуд еще кое-как окупают затраты (покупку земли, постройки, бурение, заведование добычею, паровую машину для вычерпывания и т. п.), а 1 1/2 коп. – уже убыток, а в убыток кому же охота работать? Тогда только нефтяное дело будет твердо и станет прочно, когда его участники получат правильный барыш.
В нефтяном деле добыватели ее составляют исходную пружину и им нельзя не иметь правильного дохода. Он будет, если цены установятся от 3 до 5 коп. за пуд и если спросят всю ту нефть, которую добудут. В дальнейших расчетах я стану исходить из цены 4 коп. за пуд на месте добычи 23 . Такая цена в два раза больше текущей и несомненно даст хороший барыш, потому что при 30 млн. пуд. сырой нефти она даст добывателям больше миллиона валового дохода и оставит добрую долю чистого дохода, служащего поощрением и ресурсом к развитию дела. Чтобы объяснить причину современных низких цен и тот путь, на котором, по моему мнению, можно достичь их исправления истории нефтяного промысла в Баку. Рытые руками воронкообразные, книзу расширенные колодцы для добычи нефти достались нам от персов и, как собственность ханская, отошли во владение казны. Владела она сама, сдавала на откуп, выручала кое-какие деньги, тысяч по сто в год, не больше. Персы же и потребовали нефть как масло для освещения и как деготь для смазки. Первые русские, пришедшие в край, хотели, да не осуществили переделку нефти перегонкою на лучший материал. Когда в 50-х годах стал быстро распространяться фотоген, добываемый из бурых углей, торфа, богхедов, а потом из американской нефти, тогда В. А. Кокорев завел завод для добычи осветительного масла из бакинской нефти, покупая ее по цене от 20 до 40 коп. за пуд у откупщиков. Выгоды производства, сперва веденного в убыток, оказались немалые, потому что 3 пуда нефти давали пуд керосина (фотонафтиля) и два пуда "остатков", а цена керосина в 60-х годах была 4 руб. за пуд и выше. Развитие этого дела, громадные выгоды Америки от добычи нефти, распространение керосина в общем потреблении, сличение свойств русского керосина с амриканским, оказавшееся в пользу выгодности русского, и высокая цена того времени сделали свое дело – на бакинскую нефть стали обращать внимание. Но, чтобы показать, каково было тогдашнее положение дел, достаточно сказать, что в 1863 г. В. А. Кокорев предложил мне съездить на его бакинский завод с тем, чтобы посмотреть, чего недостает для того, чтобы завод давал доход, а не был только потребителем денег.
Http://nn-dom. ru/zbook32_13.php
Строительство нефтеперерабатывающего завода – инвестиционный проект, требующий крупных вложений, однако такому предприятию гарантирована быстрая окупаемость. Такое предприятие строится в течение нескольких лет, реализацию проекта подобного масштаба могут себе позволить только самые крупные участники рынка. Чтобы строительство нефтехимического предприятия обеспечило ему стабильную работу на длительный срок, возведение объекта необходимо поручить надежному застройщику, способному справиться с взятыми обязательствами.
Выгодные условия сотрудничества предлагает ГК «Фармконтракт»: группа компаний более 10 лет занимается реализацией проектов в сфере промышленного строительства. Мы предлагаем не только возведение комплекса по переработке нефти, но и его оснащение современным оборудованием от известных производителей.
Реализация крупного проекта требует последовательной работы в нескольких направлениях. Строительство нефтехимических заводов проводится в несколько этапов:
- Определение специфики работы будущего предприятия. Необходим финансовый анализ перспектив работы предприятия. Составление бизнес-плана позволяет оценить размеры предстоящих вложений. Выбор участка под постройку. Для этого необходимо учесть целый комплекс факторов, в том числе и экологические риски производства. Проектировочные работы. Мы предлагаем полный комплекс работ по проектировке завода, разработка проектной документации проводится на базе собственного проектировочного отдела. Проект строительства нефтеперерабатывающего завода проходит длительное согласование в контролирующих органах и получает оценку экспертов. Строительно-монтажные работы на площадке. Мы предлагаем все услуги для строительства нефтехимического предприятия «под ключ»: возведение промышленных цехов, лабораторий, а также всех прочих зданий и сооружений промышленного комплекса. Установка инженерных систем – важная часть строительства нефтеперерабатывающего завода. Услуги специалистов позволят обеспечить его полным набором коммуникаций для стабильной работы производственной линии. Монтаж приобретенного оборудования. В стоимость строительства нефтеперерабатывающего завода входят затраты на монтаж техники, пуско-наладочные работы, также мы предлагаем сервисное обслуживание.
На все работы и установленное оборудование дается 5-летняя гарантия, в течение этого срока любые выявленные неполадки устраняются бесплатно.
Мы предлагаем реализацию различных Проектов строительства нефтеперерабатывающих заводов, нашим клиентам гарантированы выгодные расценки и удобные условия сотрудничества. Все строительные работы и монтаж оборудования проводятся строго по графику, строительство завершится в установленные сроки. Реализация проекта позволит получить современное предприятие, оснащенное автоматизированными производственными линиями, вложения окупятся за счет стабильной прибыли.
Обсудить формирование стоимости строительства нефтеперерабатывающего завода можно с персональным менеджером, при разработке проекта составляется подробная смета с учетом всех предстоящих расходов. ГК «Фармконтракт» станет надежным партнером для реализации крупных проектов, наша деловая репутация подтверждает высокий уровень выполнения каждого этапа работы. Оставьте заявку на сайте, чтобы приступить к сотрудничеству на выгодных условиях.
Http://ufa. phct. ru/stroitelstvo-neftepererabatyvayushhego-zavoda/
Простые цифры, бьющие этот бессмысленный и бесполезный режим просто наотмашь.
Иноземцев отличнейше выступил со статьей «Державное бессилие: каковы итоги 16-летнего правления Владимира Путина».
Прям хоть листовку делай и распространяй для олухов, верящих в «возродил величие». Какое величие, если Россия в 2015 году строит дорог в четыре раза меньше, чем в 2000?
Надо только к этим цифрам «национальных успехов» добавить цифры ФБК по коррупции и незаконному обогащению.
Как главе государства Владимиру Путину повезло — ему улыбнулась конъюнктура, которая вознесла котировки нефти с $28,5/бар. в 2000 г. до $102,0/бар. в среднем за 2010–2014 гг. (по BP Statistical Review of World Energy 2015). Под его руководством оказался народ, который хотел только зарабатывать, потреблять и радоваться «вставанию с колен». В таких условиях Россию можно было превратить если не в очередной Китай, то в новые Эмираты, заложив основы для экономического подъема на несколько десятилетий. Но что было сделано на самом деле?
Начнем с самого простого: с разрекламированных Путиным «движителей российской экономики» — близких к государству корпораций. «Газпром», крупнейшая монополия страны, все эти годы руководимая одним из ближайших друзей президента, построила (и строит) несколько впечатляющих труб — но в то же время добыла в 2015 г. газа меньше, чем в 1999-м: 414 млрд куб. м против 545 млрд. Считается, что ее мощности намного больше и растут, проблема только со спросом на российский газ — но тогда почему ее не возникло, например, у Катара, нарастившего добычу с 24 до 177 млрд куб. м и никаких трудностей со сбытом не испытавшего?
«Роснефть», «собравшая» за эти годы все возможные нефтяные активы — от ЮКОСа до ИТЕРЫ — купила в 2013 г. ТНК-ВР за $55 млрд., но сама сейчас оценивается лишь около $34 млрд. ВЭБ, главный «институт развития», после стольких лет упорной работы — потенциальный банкрот, на чье спасение государству придется выделить более 1 трлн рублей. «Ростехнологии» — ничто без военных заказов, истощающих бюджет.
Если оглянуться на историю российской экономики в путинскую эпоху, станет ясно, что развивались практически исключительно неогосударствленные отрасли: оптовая и розничная торговля, коммуникации и связь, частные банки, строительство, сфера коммерческих услуг. Государство было экономическим тормозом.
Следующий очевидный пункт — инфраструктура. В стране, переживающей бум (неважно, чем порожденный, пусть даже случайными нефтедолларами), как правило, его первым следствием становится строительство автомобильных дорог, скоростных железнодорожных магистралей, мостов и эстакад, развитие энергетических сетей. Посмотрите на Китай, например.
Это происходит везде, кроме России. За 16 лет не сдано в эксплуатацию ни одного километра современного железнодорожного полотна, приспособленного для скоростного движения. Дорог в 2014–2015 гг. строилось по 1,2 тыс. км в год — в 4 раза меньше, чем в 2000-м. Автомобильная трасса между Москвой и Санкт-Петербургом все так же строится, как и в конце 1990-х. По данным самого «Газпрома», уровень газификации российских населенных пунктов за минувший год вырос на 0,1% до 65,4% — с такими темпами задача полной газификации будет выполнена в начале XXII столетия.
За 16 лет прирост мощности российских морских портов оказался вдвое меньше, чем прирост перевалки в одном только порту Шанхая. Проводки транзитных грузов по Северному морскому пути в 2014 г. были ниже, чем в 1999-м (130 тыс. т против 460 тыс.).
Где же вставание с колен? Где единство российской территории и ее удобство для проживания? Этого как не было, так и нет. Есть только красивые обещания, каждый год похожие на те, что давались ранее. На протяжении всех лет своего пребывания во власти Путин обещал стране «удвоение ВВП» и «слезание с нефтяной иглы». Забавно, что первый лозунг был озвучен в 2003 г. — и у нас есть все шансы уже к 2018 г. вернуться к приблизительно таким же долларовым показателям ВВП, которые были в стране в то время.
Преодоление зависимости от нефтедобычи иллюстрируется простыми цифрами: в 1999 г. доля нефти, нефтепродуктов и газа в экспорте составляла 39,7%, в 2014-м — 69,5%. При этом никакой индустриальной трансформации в России не произошло: на протяжении всех путинских лет она была и остается единственным из emerging markets, где темпы роста промышленного производства отстают от темпов роста ВВП.
Где разрекламированные нефтеперерабатывающие предприятия — например, завод «Роснефти» в Приморье? Где производство современного оборудования, медицинской техники, лекарств, компьютеров или мобильных телефонов? По большинству данных позиций страна зависит от импорта на 70–100%. Если наши «партнеры» захотят добиться полного коллапса российской экономики, достаточно запретить ввоз в страну расходных материалов.
Страной управляет человек, который много говорит, но не готов делать практически ничего конкретного, более десяти лет полагаясь на позитивные тренды, задаваемые извне. Это державное бессилие. Власть способна растратить сколько угодно миллиардов, но не может ни поставить действительно амбициозные задачи, ни подобрать достойные кадры для их решения, ни простимулировать бизнес, ни вдохновить граждан на что-либо, кроме повторения избитых лозунгов. Наблюдая за постоянно снижающимися котировками нефтяных фьючерсов, российские власти находятся в оцепенении от увиденного, и надеются, похоже, только на извечное русское «авось».
Http://www. stihi. moscow/diary/vasiliy19/2017-03-11
– Айрат Азатович, компании исполняется 70 лет. В течение этого времени менялись политические и экономические условия, выросло не одно поколение. Предприятие переживало разные периоды, но неизменно развивалось, даже в трудные времена.
– Источник наших достижений – профессионализм нефтехимиков. Благодаря трудовому коллективу предприятие сегодня входит в число крупнейших компаний отрасли. Мы работаем над большим количеством проектов, реализация которых позволит выйти на новый уровень развития не только в регионе, но и в России. Нужно отметить, что в 2017 г. проделана большая коллективная работа по операционному совершенствованию, в которой основную роль сыграл технологический персонал заводов. Компания повысила свою эффективность и заработала дополнительную прибыль.
– Как бы вы охарактеризовали ключевые моменты в сегодняшней отечественной нефтепереработке и нефтехимии?
– Сегодня в нефтепереработке самое важное – глубина переработки нефти и экологическая безопасность. Все это, безусловно, на фоне надежной работы оборудования. «Газпром нефтехим Салават» поступательно движется по этим направлениям. Что касается нефтехимии, сегодня в отрасли весьма благоприятные условия для развития, наша задача – воспользоваться этим для увеличения производства олефинов и расширения их передела в более маржинальные продукты.
– В последние годы ситуация для нефтепереработки была непростой, это видно и по общей загрузке мощностей, и по динамике инвестиций. Как «Газпром нефтехим Салават» реагировал на новую конструкцию отрасли?
– В 2016 г. в два этапа был запрещен оборот на территории России моторных топлив, не соответствующих экологическому классу 5, а с 2017 г. экспортная пошлина на темные нефтепродукты сравнялась с нефтяной. На фоне слабого внутреннего спроса и дорогой логистики мазут для некоторых нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) перестал создавать стоимость как продукт. В свою очередь, мы решили задачу перехода на класс 5 по дизельным топливам и автобензинам досрочно, еще в 2015 г., а ответом на низкую эффективность темных нефтепродуктов стала оптимизация сырьевой корзины предприятия.
– Многие уже обратили внимание, что предприятие активно наращивает переработку конденсата. Дело только в пошлине на мазут и низких ценах на него?
– «Газпром нефтехим Салават» интегрирован в Группу «Газпром», поэтому наша задача – обеспечить создание добавленной стоимости при углублении переделов того сырья, которое есть у «Газпрома». Производство газового конденсата в стране активно растет из-за освоения глубокозалегающего газа. Так что увеличение загрузки наших мощностей конденсатом решает сразу две задачи: мы сокращаем выход низкомаржинальных товарных темных нефтепродуктов (топочный мазут и аналоги), а «Газпром» получает добавленную стоимость при переделе конденсата в моторные топлива и нефтехимическую продукцию. В цифрах это выглядит так: в 2012 г. «Газпром нефтехим Салават» переработал 4,9 млн т нефти и 1,9 млн т газового конденсата, тогда как в 2016 г. – уже 2,1 млн и 4,4 млн т соответственно. В 2017 г. мы вышли на пропорцию 1,4 млн т нефти и 4,7 млн т конденсата. В прогнозе на 2018 г. 1,4 млн т нефти и 4,94 млн т газового конденсата.
Безусловно, столь резкое смещение в сторону конденсата произошло не так быстро, поскольку газовый конденсат – это не просто легкая нефть. С точки зрения технологических схем и оборудования между этими продуктами есть значительная разница. Так, в некоторых конденсатах больше сернистых соединений, поэтому их концентрация выше и в отбираемых фракциях первичной переработки, в связи с чем большая нагрузка приходится на гидропроцессы в плане каталитических систем и потребления водорода. Да и само по себе увеличение переработки конденсата, например на установке первичной переработки нефти, потребовало целого ряда технических и организационных мероприятий. Также пришлось проделать определенную работу, чтобы приспособить под конденсат сырьевые резервуары, созданные для нефти.
– По приведенным вами цифрам складывается впечатление, что общий объем переработки сырья незначительно, но снижается.
– Если говорить о переработке сырья атмосферных процессов – да, это так. Но в российской нефтепереработке становятся уже привычными прямые поставки полуфабрикатов. Многие компании оптимизируют свою переработку, не строя новые мощности на каждом отдельном заводе, а маневрируя потоками: где-то есть избыток темных нефтепродуктов, и он подается на свободные мощности другого завода, где-то – избыток компонентов бензина, который идет на смешение на еще одно предприятие Группы. Новая тенденция в отрасли – замещение нефти мазутом. Мы не остаемся в стороне и в 2016 г. начали принимать на переработку мазут производства Астраханского газоперерабатывающего завода «Газпрома», где для него не хватает углубляющих процессов, поскольку завод ориентирован на переработку газового конденсата. Для нас же это возможность дозагрузить мощности по темным нефтепродуктам, которые высвобождаются из-за увеличения доли конденсата в общей корзине сырья первичных процессов. Полностью разгружать их нам невыгодно. Во-первых, бензин каталитического крекинга – важный компонент нашего топливного пула, отказаться от него трудно. Во-вторых, нам интересен битум, мы активно работаем над совершенствованием качества. В конце 2015 г. был введен новый ГОСТ на дорожные битумы, требования достаточно жесткие. И хотя это документ добровольного применения, мы ведем работу для достижения заложенных в нем показателей. В частности, по показателю изменения температуры размягчения после старения мы уже близки к норме.
– Как изменения в сырьевой корзине отражаются на показателях переработки?
– В 2012 г. показатель выхода светлых нефтепродуктов у нас составлял 58,4 %, а по итогам 2017 г. – уже 73,2 %. Соответственно, растет и такой показатель, как глубина переработки: в 2012 г. он составлял 74,6 %, а в 2017 г. мы достигли отметки в 90 %.
– Увеличение доли конденсата ведет к росту относительного отбора светлых фракций. Вторичные установки завода готовы принять их в таких количествах?
– Эта проблема потребовала от предприятия комплексного подхода к решению. В 2018 г. «Газпром нефтехим Салават» завершает третий этап реконструкции установки ГО-2, его цель – довести наработку дизельного топлива класса 5 на установке до проектных 2 млн т/год. Вместе с тем гидроочистка питается не только фракциями нефти, вторым сырьем здесь служит водород. Увеличение производительности установки требует и роста производства водорода на площадке. Для решения этой проблемы в 2017 г. мы завершили строительство установки короткоцикловой адсорбции производительностью 42 тыс. м3/ч. Она обеспечит концентрирование водородсодержащего газа риформингов до показателей выше 98–99 %. Также продолжаются работы по строительству новой установки производства водорода чистотой 99 % и мощностью 25 тыс. м3/ч. Она позволит добиться автономности гидропроцессов от нагрузки риформингов и обеспечить водородом растущие потребности «Газпром нефтехим Салават».
– Каковы результаты и дальнейшие планы в области бензиновых процессов?
– Когда мы планировали переход на класс 5, основной проблемой стало избыточное содержание бензола – 2–3 % (при нормативе в 1 %) и содержание серы более 10 ppm. Вопрос по бензолу был решен строительством на установке бензинового риформинга блока фракционирования риформата, на котором удаляется узкая бензолсодержащая фракция, подающаяся на ароматический риформинг. Содержание серы удалось понизить после проведения двух мероприятий. Мы начали принимать новый компонент низкосернистого изопентана со Стерлитамакского нефтехимического завода, а также заменили каталитическую систему на установке Л-16-1, позволившей снизить содержание сернистых соединений в сырье установок каталитического крекинга. Все это позволило нам еще в 2015 г. полностью перейти на класс 5, при том что пробные партии нарабатывались с 2013 г. Затем мы завершили проект установки изомеризации пентан-гексановой фракции. Мощность установки составляет 434 тыс. т/год. Теперь в распоряжении «Газпром нефтехим Салават» достаточно богатый набор бензиновых процессов и компонентов и высокие октановые характеристики собственного пула, что снижает необходимость в закупках модификаторов октанового числа со стороны. Но работа по бензиновым процессам еще не окончена, ее заключительный проект – новый комплекс каталитического крекинга с установкой гидроочистки бензина каталитического крекинга.
– С запуском нового каткрекинга, а окончание проекта планируется в 2020 г., мы сможем вывести из эксплуатации старые установки каталитического крекинга, которые не отвечают сегодняшним требованиям по экономичности и эффективности. Новый комплекс будет вдвое мощнее – почти 1,1 млн т/год. Отбор бензина будет больше, а его октановое число – выше. В свою очередь, гидроочистка позволит ввести в наш бензиновый пул новый малосернистый компонент и увеличить производство автобензинов в целом. Как углубляющий процесс, новый каталитический крекинг позволит перерабатывать тяжелые фракции нефти и конденсата эффективнее и в большем объеме. Для «Газпром нефтехим Салават» этот проект – крупнейший за последние 30 лет.
– «Газпром нефтехим Салават» – это не только нефтепереработка, но и нефтехимия. Какова сегодня стратегия предприятия по этому блоку?
– Как я отмечал ранее, ключевая задача состоит в эффективном использовании наших уникальных сырьевых возможностей, с тем чтобы увеличить до максимума выход маржинальных и востребованных продуктов. На комплексе пиролиза мы хотим достичь максимальной производительности, не строя нового комплекса, а всю продукцию ЭП-340 использовать в наиболее привлекательных направлениях. Сегодня суточная наработка этилена стабильно выше 1000 т/ч и приближается к отметке 1080–1100 т/ч. Это позволяет говорить о годовой производительности 340–360 тыс. т, тогда как целью остается отметка в 380 тыс. т/год. За счет собственных технических мероприятий нам удается увеличивать производительность установок, перерабатывающих продукты пиролиза. В 2016 г. на комплексе полиэтилена удалось выйти на номинальную загрузку по сырью 15 т/ч при производстве трубных марок, а при производстве выдувных и литьевых марок – 16 т/ч. На комплексе полистирола также удалось несколько нарастить производительность на трех нитках по ударопрочному полистиролу и полистиролу общего назначения. Еще один интересный проект в этом направлении – создание раздельных трактов сбора и налива широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) от разных источников. Сегодня переработка бензина на пиролизе часто выгоднее, чем газового сырья. Раньше мы собирали вместе ШФЛУ от разных источников и направляли на пиролиз. Сейчас, когда ШФЛУ замещается нафтой, встала задача ее эффективной реализации. Но проблема в том, что смесевой продукт имеет низкое качество по содержанию серы, а потому он низкомаржинальный. Требованиям потребителей отвечает только ШФЛУ, образующаяся на установке ГО-4 и большом бензиновом риформинге. В итоге мы построили дополнительный трубопровод и теперь можем раздельно накапливать и наливать в железнодорожные цистерны низкосернистую фракцию.
– В пропиленовой цепочке ключевой для «Газпром нефтехим Салават» проект – новый комплекс акриловой кислоты и эфиров, введенный в эксплуатацию в прошлом году. Его логика, напомню, заключалась в том, чтобы минимизировать производство малоэффективных бутиловых спиртов и монетизировать пропилен в новом для нас и востребованном рынком продукте с большей добавленной стоимостью, т. е. проект полностью вписывается в нашу общую стратегию по нефтехимическому блоку.
– Среди ключевых вызовов отрасли вы назвали экологическую безопасность. Как развивается это направление на фоне успехов в области производственных проектов?
– Инвестиции в производственные объекты и объекты экологической направленности идут параллельно и одинаково важны для нас. Сегодня в отрасли все понимают, что экологические инвестиции – это на самом деле инвестиции в операционную эффективность. Среди наших проектов яркий пример такого рода – новая установка очистки сульфидно-щелочных стоков (СЩС). Завод развивается, появляются новые установки и растет загрузка существующих мощностей, т. е. увеличивается объем стоков. В скором времени действующая установка СЩС не сможет справиться с ними. Новая установка позволит, во-первых, снизить нагрузку на биологические очистные сооружения, что сэкономит нам текущие расходы и инвестиции в будущем. Во-вторых, мы сможем нарастить во – влечение оборотной воды, а это прямая операционная экономия. В-третьих, после вывода старой установки СЩС высвободится пространство, потому что три блока новой установки распределены по площадке вблизи ключевых генераторов стоков. Первый блок фильтрации и флотации уже запущен. По блокам очистки стоков от аммонийного азота и сульфидов и от фенолов идут завершающие работы. Следует особо отметить, что в последнем блоке среди оборудования есть четыре колонны, наполненные носителем, который заселен колониями бактерий, поедающих фенол.
– Но проект реконструкции очистных сооружений – это расходы для компании?
– Классические для российской нефтепереработки открытые зеркала объектов комплекса очистных сооружений служат чуть ли не главным стационарным источником выбросов углеводородов и других вредных веществ. С точки зрения предприятия, это безвозвратные потери. При реконструкции мы внедряем, например, вместо четырех старых нефтеловушек открытого типа две новые – закрытого типа, т. е. испаряющиеся углеводороды будут улавливаться и возвращаться на предприятие. То же касается загрязненных шламов и песка, которые будут обезвреживаться, а выделяемые углеводороды – возвращаться в процесс, при этом отходами станут инертные материалы. Кроме того, мы внедряем рекуператоры тепла, т. е. экономим ресурсы завода, повышаем операционную эффективность. При этом производительность очистных сооружений после реконструкции вырастет на 22 % – этого требуют плановый рост производительности технологических установок на заводе и новые вводимые объекты. Стоки при этом будут доводиться до рыбохозяйственных нормативов по содержанию вредных веществ. Иначе говоря, наши стоки будут чище, чем свежая питьевая вода, которую мы забираем из того же водоема. Кроме того, после реконструкции очистные сооружения будут занимать меньше места, чем старые, таким образом, мы высвободим место, которое понадобится для новых установок и проектов в будущем.
– Реализация наукоемких проектов, о которых мы говорили, требует особых компетенций персонала…
– Совершенно верно. В компании существует Совет молодых специалистов, члены которого – молодые грамотные перспективные сотрудники – регулярно вносят предложения по улучшению производства. Кроме того, у нас есть собственный Научно-технический центр – ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез», который позволяет проводить научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР) в короткие сроки. Например, реализация предложения по изменению технологических схем НПЗ для получения нового продукта и адаптации к фискальной политике Российской Федерации сопровож – далась НИОКР по разработке рецептуры. Общий срок от идеи до получения продукции в промышленных объемах составил шесть месяцев. Реализация всех мероприятий, изменяющих технологические параметры, связана с фиксированными пробегами, для которых также разработан новый стандарт. Таким образом, мы не только применяем инновационные продукты, но и сами разрабатываем инновации различной направленности: от увеличения глубины переработки и эффективного использования побочной продукции до сокращения стоков и выбросов. Синтез науки и производства работает на эффективность компании, как того требуют государственные приоритеты, основанные на стремлении повысить эффективность производств и отойти от сырьевой зависимости экономики.
Http://neftegas. info/gasindustry/-04-2018/vyzov-vremeni/
Правительство Украины обсуждает с партнерами из Китая вопрос строительства нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) в Херсонской или Одесской областях, сообщил министр энергетики и угольной промышленности Эдуард Ставицкий 15 января в Киеве, пишет Интерфакс-Украина.
“В Херсонской области – это на базе бывшего НПЗ: там есть собственник, он является участником этих переговоров. В Одесской области – это новая площадка”, – сказал он.
Ставицкий добавил, что инвестиции в строительство НПЗ могут составить $1,5-2 млрд.
В конце декабря со ссылкой на Ставицкого, китайская PetroChina изучает возможность инвестирования в строительство в Украине современного НПЗ.
“У нас подготовлен и подписан план о намерениях, меморандум между PetroChina и Министерством энергетики, в котором как раз описан этот вопрос”, – сказал он.
По словам министра, для строительства нового НПЗ рассматривается площадка, на которой расположен недействующий Херсонский НПЗ, и площадка в районе Одесского припортового завода.
Ставицкий уточнил, что в первой половине 2014 г. украинская сторона намерена подготовить предварительное технико-экономическое обоснование строительства НПЗ и предоставить его заинтересованным инвесторам как с китайской, так и с украинской стороны.
В июле 2013 г. глава Минэнергоугля Украины и руководство компании PetroChina International обсудили вопросы возможного сотрудничества в нефтяной сфере. PetroChina на встрече была представлена генеральными директорами компании по СНГ и Туркменистану. (Укррудпром/Энергетика Украины, СНГ, мира)
Http://ukrenergy. dp. ua/2014/01/21/ukraina-obsuzhdaet-s-kitaem-gde-stroit-novyj-neftepererabatyvayushhij-zavod. html
По прогнозу на первом этапе он будет перерабатывать 150-200 тысяч тонн нефти в год
Нефтеперерабатывающий завод построят на севере Сахалина. Об этом глава региона Олег Кожемяко заявил по итогам встречи с вице-президентом НК «Роснефть», советником президента НК «Роснефть» по координации проектов на Дальнем Востоке Виктором Ишаевым, сообщает пресс-служба правительства области.
– Мы предложили построить в Охинском районе нефтеперерабатывающий завод в непосредственной близости от месторождений. Нашли понимание в этом вопросе у компании «Роснефть». Сейчас будут прорабатываться детали этого проекта, – отметил Олег Кожемяко.
Предприятие даст новый импульс для развития экономики Охинского района, главное – там появятся новые рабочие места. По прогнозу на первом этапе завод будет перерабатывать 150-200 тысяч тонн нефти в год. В дальнейшем возможно увеличение объёмов.
Ещё одна важная тема встречи – расширение сети автозаправочных станций компании на территории Сахалинской области. Сейчас они есть не во всех районах. Про проблемы, возникающие из-за этого, жители региона неоднократно говорили на встречах с Олегом Кожемяко.
Обсуждались на заседании и перспективы снабжения региона газомоторным топливом. Между Правительством Сахалинской области и НК «Роснефть» ранее подписано соответствующее соглашение. Речь идёт о строительстве предприятия по выработке экологически чистого топлива и сети газозаправочных станций.
На Сахалине и Курилах на газомоторное топливо постепенно готовы перевести общественный транспорт и коммунальную технику. Автотранспорт, работающий на природном газе, выбрасывает в атмосферу в среднем в пять раз меньше вредных веществ, чем работающий на бензине.
– В сентябре на острове Русский состоится первый Восточный экономический форум. И, возможно, там Олег Кожемяко и президент компании Игорь Сечин подпишут соглашения по этим трём вопросам. В которых будут оговорены реальные сроки и объёмы, – сообщил журналистам Виктор Ишаев.
Http://astv. ru/news/politics/neftepererabativaushchiy-zavod-postroyat-na-severe-sahalina
Очистные закрытого типа станут самыми компактными в своем классе и исключат испарение нефтепродуктов
Первый в этом году брифинг генеральный директор «Газпромнефть-ОНПЗ» Олег БЕЛЯВСКИЙ начал с темы экологии. В Год экологии Омский нефтеперерабатывающий завод начинает строительство инновационных очистных сооружений, включенных в утвержденный Правительством РФ федеральный план. В их возведение будет инвестировано 17 млрд рублей.
В новых очистных сооружениях предусмотрена многоступенчатая система очистки воды, включающая механическую, физико-химическую, биологическую очистку, а также угольную фильтрацию и обеззараживание ультрафиолетом. Если на первом этапе из воды удаляются крупные частицы и примеси, то на последней стадии – мельчайшие микроорганизмы. Это позволит достичь 99-процентной очистки сточных вод.
– Это уникальные сооружения с точки зрения эффективности применяемых процессов, – рассказал гендиректор ОНПЗ Олег БЕЛЯВСКИЙ. – Многоступенчатая система очистки закрытого типа, полное отсутствие каких-либо испарений позволит снизить нагрузку Омского НПЗ на окружающую среду. Мы применяем решения, которые позволят сократить площадь очистных в 17 раз и при этом перенести их на территорию завода. Сейчас начинается строительство, запустить комплекс планируем в 2019 году».
После этого действующие очистные сооружения будут выведены из эксплуатации, а освободившийся участок, находящийся за заводским периметром, рекультивирован и передан в пользование города. Сегодня вода здесь собирается в гигантских емкостях под открытым небом. Новые очистные скорее можно сравнить с мини-фабрикой, где все процессы происходят под контролем автоматики и остаются невидимыми для человеческого глаза.
Это лишь один из ряда крупных проектов, которые реализует сегодня Омский НПЗ. Они направлены на повышение эффективности процессов, рост качества и расширение ассортимента выпускаемой продукции. Речь идет, например, об установке по производству битумов, в результате модернизации которой возрастет надежность оборудования, межремонтный цикл увеличится с 2 до 4 лет.
Количество выпускаемых марок битумов после модернизации увеличится с 5 до 14. Новые марки битума, предназначенные для дорожного строительства, в разы увеличат устойчивость дорожного покрытия к неблагоприятным погодным условиям и физическим воздействиям. Применение новых технологических решений повысит экологические характеристики объекта – например, на 90% сократит потребление пара.
Экологическая модернизация на заводе идет в ногу с технологической. Большая часть проектов, реализуемых сегодня на ОНПЗ, предусматривает внедрение экологических решений международного уровня. Так, в 2017 году будет введена в строй новая автоматическая установка тактового налива нефтепродуктов. Как это работает? Если на старых эстакадах через горло цистерны нефтепродукты испарялись, то после реконструкции на горловину цистерны будет плотно надеваться кожух, а все газы будут собираться в рекуператор для последующей переработки. «99,6 процента сохранности – это максимально возможный уровень. Сейчас полным ходом идет строительство, и мы планируем в конце октября – начале ноября приступить к эксплуатации установки», – поделился планами генеральный директор Омского НПЗ.
Еще одной важной вехой в истории завода в 2017 году станет запуск парка реактивного топлива, где уровень автоматизации составляет почти сто процентов. Реактивное топливо применяется для сверхзвуковых самолетов и имеет очень сложную систему смешения. Это совершенно новое для нефтезавода начинание, такое топливо на заводе еще не выпускали.
В ближайшие годы планируется ввести в строй целый ряд крупных объектов. Среди них установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ, мощность которой составит 8,4 млн тонн в год по нефти и 1,2 млн тонн по стабильному газовому конденсату. ЭЛОУ-АВТ станет одной из крупнейших установок первичной переработки нефти в России. Кроме того, в течение нескольких лет заработают установки замедленного коксования и комплекс глубокой переработки нефти. Это то, что позволит ОНПЗ по ключевым показателям эффективности переработки нефти встать в ряд мировых лидеров.
Крупнотоннажное оборудование, доставленное в Омск осенью для реализации второго этапа модернизации ОНПЗ – ректификационные, атмосферная и абсорбционная колонны, коксовые камеры, теплообменники, реакторы и сепараторы – сегодня хранится на специальной площадке недалеко от построенного причала. Но для них уже готовятся фундаменты непосредственно на площадках размещения, и в мае – июне 2017 года гигантские грузоподъемные механизмы начнут устанавливать оборудование. Наблюдать за работой крана грузоподъемностью 1300 тонн доводится не каждому, но омские журналисты точно не пройдут мимо этого события.
Катализаторное производство – отдельная история и гордость Омского НПЗ. В 90-е годы предприятие не закрыло их производство и стало единственным НПЗ, выпускающим катализаторы. Вместе с Институтом проблем переработки углеводородов (ИППУ) СО РАН Омский НПЗ развивал это производство и в итоге нарастил серьезные преимущества. Олег БЕЛЯВСКИЙ с удовлетворением рассказывает об этом: «Сегодня мы выпускаем несколько перспективных марок катализаторов серии «Авангард-1» и «Авангард-2», на них работают крекинговые установки Омского и Московского НПЗ. Это дает хороший результат: на этих установках увеличивается выход бензина. После замены катализаторов на двух установках получено 1 млрд 300 млн рублей дополнительной прибыли за счет роста выхода бензиновых фракций».
Проект строительства нового катализаторного производства получил статус национального, над ним компания работает вместе с ведущими научными институтами страны. Начало выпуска новых видов катализаторов запланировано на 2020 год. Сегодня в России они не выпускаются.
На омских катализаторах уже работают четыре установки каталитического крекинга в России: две на Омском НПЗ и по одной на Московском НПЗ и Ангарской нефтехимической компании (входит в состав НК «Роснефть»). Неделю назад Омский нефтезавод выиграл повторный тендер на использование Ангарской нефтехимической компанией своего катализатора со сроком поставки в течение двух лет.
Рассказывая, что было сделано на предприятии в 2016 году, директор Омского НПЗ подчеркнул, что выдался непростой период:«Было много задач, которые требовалось оперативно решать. Но при этом все планы, которые ставила перед нами компания, мы выполнили. В прошлом году мы переработали 20,5 млн тонн нефти. При этом мы впервые переработали 1,5 млн тонн газового конденсата. Это тот продукт, который позволяет нам повысить выход светлых нефтепродуктов, в первую очередь бензина и дизельной фракции». Еще одной гордостью предприятия стало то, что по итогам прошлого года выпуск бензина был увеличен до 4,7 млн тонн, а дизеля – свыше 6,6 млн тонн. Эти продукты занимают значительную долю рынка моторных топлив России – Омский НПЗ производит каждый восьмой литр бензина и двенадцатый дизельного топлива.
Растущее качество нефтепродуктов и рост показателей эффективности – прямое следствие непрекращающейся программы модернизации. Выход светлых фракций достиг рекордного для ОНПЗ значения – 70,9%. В 2016 году выход высокооктановых моторных топлив Омского НПЗ составил 98,4 процента. 1,6 процента относится к оборонзаказу.
Олег БЕЛЯВСКИЙ подводит итоги встречи:«То, что происходит сегодня, достойно гордости. В результате модернизации в Сибири будет работать производство мирового уровня, превосходящее другие нефтеперерабатывающие активы по экологичности, энергоэффективности, выходу светлых нефтепродуктов, глубине переработки и т. д.
На заводе ты находишься постоянно в гуще событий, в центре вопросов, которые определяют стратегические действия.
Важно понимать, что инвестиции направлены на дополнительные рабочие места, работу подрядчиков, мы будем заказывать оборудование, которое производится в регионе. Сегодня наша компания имеет связи с 60 производственными предприятиями Омска. Таким образом, проводя модернизацию завода, мы участвуем и в развитии региона».
Http://kvnews. ru/gazeta/2017/fevral/6/17-mlrd-rubley-vlozhit-omskiy-npz-v-stroitelstvo-ochistnyh-sooruzheniy
Российская нефтепереработка нуждается в существенной модернизации, предусматривающей реконструкцию действующих предприятий, а также в строительстве новых высокотехнологичных региональных НПЗ. Нефтеперерабатывающая промышленность характеризуется высокой капиталоемкостью, длительными сроками строительства и эксплуатации объектов, что предъявляет высокие требования к качеству экономических обоснований проектов.
Исходя из принципа минимизации затрат на производство, транспортировку, хранение и реализацию нефтепродуктов, нефтеперерабатывающие предприятия целесообразно размещать в регионах с высокой потребностью в нефтепродуктах. Поставка нефти на НПЗ, как правило, осуществляется наиболее дешевым трубопроводным или морским транспортом.
В России из 83 регионов только в 15 размещены крупные НПЗ. Необходимость доставки нефтепродуктов потребителям на значительные расстояния приводит к неэффективному использованию транспортной инфраструктуры и повышению стоимости нефтепродуктов. Потребность экономики страны в новых региональных НПЗ назрела давно, о чем свидетельствуют многочисленные объявленные проекты. Примером такого строительства может быть проект нового НПЗ рядом с нефтепродуктовым перевалочным комплексом в поселке Усть-Луга Ленинградской области.
Нефтяной терминал в Усть-Луге является конечной точкой Балтийской трубопроводной системы-II (БТС-2) — системы магистральных нефтепроводов, которая позволит связать нефтяные месторождения с российскими морскими портами на Балтийском море.
Идея строительства комплекса по перевалке нефтепродуктов в Усть-Луге возникла в 2007 году. Расчет был на то, что 16-метровая глубина акватории нового порта позволит обслуживать танкеры дедвейтом свыше 100 тыс. тонн. Через нефтепродуктовый терминал планируется переваливать мазут, бензины, дизельное топливо и газовый конденсат. Всего по проекту предусмотрено строительство пяти причалов.
Целесообразность строительства НПЗ в комплексе с терминалом по перевалке нефти и нефтепродуктов обусловлена созданием эффективной схемы экспорта нефтепродуктов по сравнению с экспортом сырой нефти.
Принятие решения о строительстве нового НПЗ осуществляется на основании предварительных технико-экономических расчетов, так называемая «feasibility study». На этой стадии определяется основные технико-экономические показатели завода, составляется генеральный план размещения объектов строительства и оценивается эффективность проекта в конкретных экономических условиях. Важным элементом экономического обоснования на этой стадии является анализ рынка нефтепродуктов и прогноз его развития.
Экономическая эффективность строительства нового НПЗ обусловлена многочисленными факторами, классификация которых представлена ниже.
Таблица 1 — Основные факторы определяющие эффективность строительства НПЗ
Оптимальная мощность НПЗ, конфигурация НПЗ, глубина переработки нефти, очередность строительства, качество проектирования и строительства, прогрессивность применяемых технологий.
Ресурсы и качество перерабатываемой нефти, возможность использования природного газа в качестве энергоносителя, наличие трудовых ресурсов, мощности строймонтажных организаций.
Затраты на создание инфраструктуры, стоимость внеплощадочных объектов, затраты на логистику, изменение транспортных тарифов, объем потребления и ассортимент нефтепродуктов в регионе размещения, наличие конкурентов, оценка конкурентоспособности нового предприятия.
Стоимость нефти, цены на нефтепродукты, стоимость оборудования и СМР, уровень эксплуатационных затрат, схема и условия финансирования проекта, распределение инвестиционных затрат по годам строительства, курс национальной валюты.
Экологические требования к качеству товарных нефтепродуктов, состояние окружающей среды, затраты на природоохранные мероприятия.
Экономическая ситуация в стране, стратегия развития нефтеперерабатывающей отрасли, налоговое окружение, методы государственного регулирования, стабильность нормативно-правовой базы, денежно-кредитная политика государства (государственные гарантии), степень бюрократизации государственных структур, государственное финансирование развития социальной и инженерной инфраструктуры, общие тенденции на мировом рынке нефти и нефтепродуктов.
Перспективная структура потребления нефтепродуктов в России предусматривает глубокую переработку нефти с получением высококачественных моторных топлив, нефтяных масел и сырья для нефтехимической промышленности.
Определение оптимальной единичной мощности регионального НПЗ и его конфигурацию осуществляют на основании анализа регионального рынка нефтепродуктов и возможностей его перспективного развития. Для этой цели составляется прогноз потребления нефтепродуктов с учетом изменения требований к их качеству. В зависимости от расположения региона целесообразно учитывать возможность экспорта нефтепродуктов или поставок в другие регионы России. На этой стадии оценивается конкурентоспособность нового НПЗ по сравнению с действующими заводами.
В основе анализа конкурентоспособности предприятия лежит оценка показателей, характеризующих финансовое положение предприятия, эффективность производственной деятельности и сбыта. Одним из таких показателей, для определения количественной оценки уровня конкуренции нового НПЗ может быть индекс Херфиндаля-Хиршмана (HHI). Он вычисляется как сумма квадратов долей продаж каждой фирмы в регионе. Индекс Херфиндаля-Хиршмана показывает, какую долю на данном рынке займет инвестор в результате реализации проекта.
В условиях возрастающей конкуренции между нефтяными компаниями решающим фактором становится повышение эффективности производства. Повышение конкурентоспособности предприятия строится на следующих принципах:
· Цена может устанавливаться значительно выше определяемой издержками производства в случае поставок на рынки, характеризующиеся дефицитом нефтепродуктов;
· Цена на различные виды продукции может быть выше цен конкурентов при обеспечении более высокого уровня качества этой продукции и ее соответствия требованиям спецификации.
Современный НПЗ включает десятки технологических процессов, по каждому из которых существует несколько предложений от различных лицензиаров. Поэтому определение набора технологических процессов в составе НПЗ представляет для разработчиков технико-экономических расчетов достаточно сложную задачу. Как правило, на стадии ТЭР рассматривается несколько вариантов строительства НПЗ. Для достижения максимальной эффективности инвестиций реализация проекта предусматривается в несколько этапов. Это позволяет существенно сократить объем инвестиций и срок окупаемости проекта, так как после реализации каждого этапа завод получает дополнительную прибыль, которая направляется на дальнейшее развитие.
Для выбора оптимального с точки зрения эффективности варианта в расчетах широко применяются экономико-математические модели, позволяющие при экономических и технических параметрах подобрать оптимальную технологическую схему переработки нефти. В качестве критерия оптимизации возможно применение различных показателей, например, максимальный дисконтированный доход или минимальные капиталовложения и т. д.
Нефтеперерабатывающее предприятие включает основное производство (технологические установки), объекты общезаводского хозяйства, и внеплощадочные объекты. Структура и объем инвестиционных затрат на строительство указанных объектов зависят от условий размещения, выбранной технологии переработки нефти и уровня конкуренции на услуги строительно-монтажных организаций в регионе.
Стоимость основного технологического оборудования определяют на договорной основе заводы-изготовители. Практика показывает, что разница в стоимости однотипного оборудования на различных машиностроительных заводах России может достигать 40-50 %, поэтому на практике заказ оборудования осуществляют на тендерной основе.
На стадии ТЭР исходные данные для расчета технико-экономических показателей по основным технологическим процессам принимаются по данным лицензиаров или по аналогам действующих установок с корректировкой на выбранную мощность процесса по сырью или товарному продукту с учетом фактора времени. Точность определения инвестиционных затрат на этой стадии не превышает ± 30 %. Впоследствии этот показатель уточняется на основании детальных сметно-финансовых расчетов, выполняемых на стадии проектной и рабочей документации. На точность определения технико-экономических показателей НПЗ наибольшее влияние оказывает уровень проработки схемы материальных потоков по технологическим установкам, оценка качества нефтепродуктов, а также стоимость исходного сырья и товарных нефтепродуктов.
Важнейшим фактором, определяющим эффективность проекта, являются условия его финансирования. Условия кредитования инвестиционных проектов российскими банками существенно отличаются. Как правило, коммерческие банки принимают участие в кредитовании проектов при условии, что доля собственных инвестиционных ресурсов составляет не менее 30 % от стоимости проекта.
Ниже рассмотрена эффективность строительства нового НПЗ в Ленинградской области, в п. Усть-Луга мощностью 8,5 млн. тонн нефти в год. Оценка эффективности строительства НПЗ выполнена для двух видов сырья. Вариант 1 — нефть марки Urals с содержанием серы 1,3 % масс. Вариант 2 — нефть Усинского месторождения с содержанием серы 0,5 % масс.
Http://www. epn-consulting. ru/ust-luga-perspektivnaya-ploshhadka-dlya-stroitelstva-novogo-npz/