Строительство нефтеперерабатывающего производства производится в одну очередь с пусковым комплексом по переработке мощностью 200 тысяч тонн в год нефти на базе установки НПУ-150 компании ЗАО «ЛИНАС-ТЕХНО» (г. Новосибирск). Ориентировочный срок строительства нефтеперерабатывающего производства – 1,5 года.
На данный момент ЗАО НПП «ЛИНАС-ТЕХНО» совместно с ООО “КТК-терминал” разработана «Декларация о намерениях инвестирования в строительство», ситуационная карта-схема расположения нефтеперерабатывающего завода, генеральный план площадки нефтеперерабатывающего производства. Произведен расчет «Оценки взрывоопасности технологического блока НПУ-150».
Получено письмо, о предварительном согласовании размещения нефтеперерабатывающего производства, от главы администрации МО «Кингисеппское городское поселение» (мэра г. Кингисепп Гешеле В. Э.), на административной территории которого находится земельный участок, предполагаемый для использования под строительство объекта.
Принятая технология представляет собой атмосферную перегонку углеводородного сырья с однократным испарением. Процесс ведется под небольшим избыточным давлением. С целью снижения расхода тепловой энергии (топлива, электроэнергии) на нагрев и испарение сырья, ее предварительный подогрев осуществляется за счет последовательного отбора тепла от выходящих из колонны фракций дизельного топлива и мазута. Отдавая тепло сырью в теплообменниках, фракции дизельного топлива и мазута охлаждаются до необходимых температур. Дополнительное охлаждение этих фракций происходит в воздушных холодильниках. В процессе подогрева сырья теплом дизельной фракции из теплообменника производится частичное отбензинивание нефти, т. е. производится отбор паровой фазы, содержащей неконденсирующийся прямогонный газ и легкую фазу бензиновой фракции. Эта паровая фаза, минуя стадию ректификации, направляется непосредственно на конденсацию и охлаждение. Такое решение повышает эффективность работы ректификационной колонны, поскольку наличие в колонне неконденсирующихся газов оказывает существенное блокирующее влияние на процессы тепломассообмена.
Нефть после подогрева и частичного отбензинивания в теплообменнике дизельной фракции (Т1) насосом направляется в электродегидратор, где подвергается очистке от хлористых солей и далее насосом направляется в теплообменник мазутной фракции (Т2) и печь нагрева сырья.
В технологической схеме принят традиционный нагрев сырья в печи. Сначала сырье нагревается в конвекционном змеевике за счет конвективного нагрева топочными газами. Окончательный нагрев сырья производится в радиантном змеевике за счет радиационной составляющей факела горелки.
Ректификационная колонна содержит ректификационную и отпарную (стриппинговую) секции. Это позволяет улучшить качество разделения основных продуктов без применения дополнительных выносных секций ректификационной колонны.
Схемой предусмотрено приготовление дизельного топлива “зимнее” или “летнее” путем изменения режима нагрева сырья.
Дополнительное повышение экономичности работы установки достигается за счет использования прямогонного газа в качестве топлива энергетической установки для выработки электроэнергии.
В качестве топлива печи нагрева сырья применяется природный газ, как экологически чистое и более технологичное в сравнении с мазутом.
Основные аппараты работают при избыточном давлении 0,03 МПа (0,3 атм).
В состав установки входит следующее оборудование:
- ректификационная колонна К-1, предназначена для разделения нефти на прямогонный газ, бензиновую и дизельную фракции, остаток – мазут; печь нагрева сырья П-1, предназначена для нагрева нефти до необходимых для перегонки температур ; конденсатор-холодильник КХ-1, предназначен для отвода избытка тепла из ректификационной колонны; конденсатор-холодильник КХ-2, предназначен для конденсации паров бензина и воды; сепаратор бензина Е-1, предназначен для разделения конденсата на прямогонный бензин, воду и прямогонный газ; сепаратор газа Е-2, предназначен для очистки прямогонного газа от конденсата; теплообменник Т-1, предназначен для охлаждения дизельной фракции и нагрева нефти; теплообменник Т-2, предназначен для охлаждения мазута и нагрева нефти; холодильник воздушный ХВ-3, предназначен для доохлаждения дизельной фракции; холодильник воздушный ХВ-4, предназначен для доохлаждения мазута; емкость Е-4, предназначена для теплоносителя; аварийная емкость Е-5, предназначена для слива темных нефтепродуктов из аппаратов установки при возникновении аварийной ситуации; аварийная емкость Е-6, предназначена для слива светлых нефтепродуктов из аппаратов установки при возникновении аварийной ситуации. ресивер Р-1 предназначен для сбора прямогонного газа и подачи его на энергетическую установку; печь П-2 предназначена для сжигания излишков прямогонного газа.
Насосы установки НПУ-150 обеспечивают подачу нефти в установку из циркуляционного трубопровода нефти и отвод получаемых нефтепродуктов в резервуарный парк нефтеперерабатывающего производства.
Заказ на проектирование и изготовление оборудования предполагается поручить ЗАО «ЛИНАС-ТЕХНО», которая также выполнит комплекс работ по инженерному обеспечению строительства.
ЗАО НПП «ЛИНАС-ТЕХНО» имеет официальное право на генеральное проектирование химических, нефтехимических, нефтеперерабатывающих и других объектов (Лицензия Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству ГС-6-54-01-26-0-5401162992-004071-1 на проектирование зданий и сооружений I и II уровней ответственности), а также на строительно-монтажные работы на объектах химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей, газовой промышленности (Лицензия Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству ГС-6-54-01-27-0-5401162992-004072-1 на строительство зданий и сооружений I и II уровней ответственности).
В качестве базового сырья для установки НПУ-150 принята «нефть 2.2.1.1 ГОСТ Р 51858-2002».
Содержание серы в нефти составляет от 0,61 до 1,8 % масс, что соответствует по классификации сернистой нефти. Для увеличения срока эксплуатации установки НПУ-150 необходимо иметь содержание хлористых солей в нефти не более 10 мг/л. С этой целью заложена дополнительная отмывка подготовленной нефти на установке подготовки нефти.
При переработке выше указанной нефти планируется следующий выход готовой продукции:
- прямогонный бензин – 17,8 % масс.;
Принятое базовое сырье в своем классе характеризуется высоким потенциальным содержанием в них светлых нефтепродуктов: бензиновой и дизельной фракций.
При переработке нефти «2.2.1.1 по ГОСТ Р 51858-2002 г.» планируется получение товарного высококачественного зимнего и летнего дизельного топлива по ГОСТ 305-82, и товарного мазута марок М100 или М40. Получаемая бензиновая фракция соответствует всем показателям для марки автомобильного бензина Нормаль-80 по ГОСТ Р 51105-97 «Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин», кроме показателя «Октановое число». Выделяющийся при переработке нефти прямогонный газ направляется на технологические нужды: получение электроэнергии.
Нефтеперерабатывающее производство проектируется на базе установки НПУ-150. Габаритные размеры площадки НПУ – 27×24 м. Для осуществления технологического процесса НПУ-150 необходимы площадки печей, приямок аварийных резервуаров, узел приема воды из нефти, установка подготовки нефти и ресивер прямогонного газа.
Установка подготовки нефти предназначена для отмывки нефти от хлористых солей и состоит из электродегидратора ЭДВ-20, смесителя нефти с водой СНВ-150-1-25, отстойника-разделителя и насосной пары, подающей подготовленную нефть на установку НПУ-150.
Ресивер прямогонного газа объемом 100 м3 предназначен для его сбора и сглаживания колебаний давления прямогонного газа. Избыточное давление в ресивере не превышает 0,15 атм. Забор прямогонного газа на энергетическую установку осуществляется из ресивера.
Для решения вопроса по 2 источнику энергоснабжения на площадке нефтеперерабатывающего производства размещена энергетическая установка БКГПЭА 400 (200+200) мощностью 400 кВт, работающая на прямогонном газе. Энергетическая установка БКГПЭА 400 будет основным источником электроэнергии. Нехватка электроэнергии будет компенсироваться от существующих источников энергоснабжения.
Доставка нефти на площадку нефтеперерабатывающего производства осуществляется железнодорожным транспортом через сливо-наливную эстакаду. Железнодорожная эстакада темных нефтепродуктов на 8 вагонов-цистерн позволяет ежесуточно принимать до 480 т нефти. На сливо-наливной эстакаде темных нефтепродуктов предусмотрен также налив мазута в 8 вагонов-цистерн (480 тонн).
На сливо-наливной эстакаде светлых нефтепродуктов на 8 вагонов цистерн предусмотрен налив бензина в 3 вагон-цистерны (180 тонн) и дизельного топлива в 5 вагонов-цистерн (300 тонн).
На автомобильной сливо-наливной эстакаде предусмотрен автоматизированный налив прямогонного бензина, дизельного топлива (АСН-5ВГ – 2 шт.), наливной стояк мазута (1 шт.).
Для приема и хранения сырой нефти предусмотрен надземный резервуарный парк, обеспечивающий запас исходного сырья и продуктов переработки в течение 10 суток непрерывной работы нефтеперерабатывающего производства. Сырьевой резервуарный парк имеет 3 вертикальных резервуара вместимостью по 3000 м3 каждый:
Для хранения и отпуска прямогонного бензина и дизельного топлива на ж/д и автомобильную сливо-наливную эстакады предусмотрен надземный резервуарный парк товарных нефтепродуктов. Товарный резервуарный парк имеет 4 вертикальных резервуара вместимостью по 2000 м3:
При нарушении герметичности резервуаров проектом предусмотрена перекачка сырья и товарных нефтепродуктов в резервуар для аварийных перекачек нефти и нефтепродуктов, находящийся в резервуарном парке сырья.
Для хранения и выдачи мазута на ж/д сливо-наливную эстакаду темных нефтепродуктов предусмотрено использование резервуарного парка мазута, состоящего из 2 резервуаров по 2000 м3 каждый:
Резервуарные парки сырья, товарных нефтепродуктов, мазута закрыты по периметру бетонной ограждающей стенкой.
Перекачка нефти со сливо-наливной эстакады темных нефтепродуктов, сырья из резервуарного парка сырья на установку НПУ-150 предусмотрена насосами, которые расположены в сырьевой насосной. В сырьевой насосной расположены:
Насосы марки НК-360/80 также осуществляют при необходимости перекачку внутри резервуарного парка сырья.
Перекачка товарных бензина и дизельного топлива из резервуарного парка товарных нефтепродуктов осуществляется из насосной станции светлых нефтепродуктов. В насосной станции светлых нефтепродуктов расположены:
– 3 насоса по перекачке дизельного топлива ЦГ – 100/32-15 (2 рабочих, 1 резервный);
– 2 насоса подачи нефти на установку НПУ-150 1ЦГ 25/50-7,5 (1 рабочий, 1 резервный).
Насосами по перекачке бензина и дизельного топлива осуществляются перекачка этих нефтепродуктов внутри резервуарного парка светлых нефтепродуктов и перекачка в резервуар для аварийных перекачек нефти и нефтепродуктов РВС-3000. Для перекачки мазута из резервуарного парка мазута на ж/д сливо-наливную эстакаду темных нефтепродуктов и автомобильную сливо-наливную эстакаду запроектирована насосная мазута.
Насосная станция мазута укомплектована 3 насосами ПНШ 125/3 (2 рабочих, 1 резервный). Эти насосы также используются для перекачек внутри резервуарного парка мазута.
Управление оборудованием НПУ-150 производится из операторной установки, в которой размещены все необходимые приборы и системы дистанционного управления установкой НПУ-150. Управление резервуарным парком, насосными станциями нефтеперерабатывающего производства осуществляется из операторной товарно-сырьевого парка. Системы управления выполнены на основе микропроцессорной техники. Технологическая связь между операторной установки НПУ-150 и операторной товарно-сырьевого парка осуществляется посредством интерфейсного кабеля. В операторных размещены системы звуковой и световой сигнализации о загазованности территории нефтеперерабатывающего производства и ее объектов, оповещение о пожаре и других нештатных ситуациях, а также управление системой наружного освещения.
Транспортировка сырья и продуктов нефтеперегонки производится по трубопроводам, уложенным на эстакадах с низкими опорами. Подача нефтепродуктов на железнодорожную и автомобильную сливо-наливные эстакады осуществляется по трубопроводам, проложенным на высоких опорах. Трубопроводы нефти и мазута обогреваются термогреющим кабелем.
Для удовлетворения потребностей производства в азоте: продувка установки НПУ-150 при пуске и останове, продувка технологических трубопроводов при ремонтно-профилактических работах, подача азота в печи при возникновении аварийной ситуации, хранение нефти и прямогонного бензина под «азотной подушкой», на площадке нефтеперерабатывающего производства размещена азотная станция АС МВА-20 с двумя ресиверами. Производительность азотной станции 20 м3/час по 98% азоту. Объем одного ресивера -25 м3, давление -12 атм. Запас азота на площадке составляет 600 нм3.
Минимальные выбросы азота, загрязненного парами нефтепродуктов, направляются на азотную свечу, состоящую из трубы рассеивания, гидрозатвора и площадки обслуживания. Габариты площадки – 8,4х4 м.
Http://www. ktk-terminal. ru/?area=npz
Готовый бизнес-план строительства нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) мощностью 5 млн. тонн в год разработан в сентябре 2016 г. специально для нефтеперерабатывающей отрасли по авторским методикам ЭКЦ «Инвест-Проект» с учетом международных рекомендаций UNIDO, поэтому может быть использован как для внутренних целей, так и для представления в российские и зарубежные банки, инвесторам, партнерам, органам власти.
Методика планирования: международные рекомендации UNIDO, собственные методики.
Цель бизнес-плана – построение финансовой модели и расчет ключевых финансовых, экономических и маркетинговых параметров проекта строительства НПЗ для подтверждения его экономической эффективности и привлечения инвестиций.
Бизнес-план содержит укрупненные данные по проекту, отражает концепцию создания предприятия и является техническим заданием для дальнейшей разработки проектной и строительной документации, согласования с подрядчиками, инвестором, органами власти.
Производственная мощность предприятия: до 5 млн. тонн по сырью в год.
Для реализации проекта требуется инвестировать *** млрд. руб. из двух источников:
*** млрд. руб. за счет собственных средств владельца проекта (**% инвестиций),
*** млрд. руб. в виде банковского кредита по ставке 14,0% годовых (**% инвестиций), возврат тела кредита – с **-го по **-й год включительно, уплата процентов – с момента получения транша.
Размер площадки с учѐтом противопожарных разрывов под строительство НПЗ в целом с учетом товаросырьевого парка и объектов ОЗХ оценивается в *** га.
По данным Росстата, 287,2 млн. тонн нефти поступает на переработку – это 57% всей добытой нефти (501,8 млн. тонн).
По оценкам компании British Petroleum (их ежегодный обзор считается наиболее авторитетным источником сведений о мировых запасах нефти), доказанные запасы нефти в России составляют 12,7 миллиарда тонн.
В 2015 году страна экспортировала *** млн. т сырой нефти. Это на 9,4% больше показателя 2014 года. В стоимостном же выражении заметно резкое падение показателя экспорта, так по сравнению с 2014 годом он снизился на 41,8% и составил в 2015 году *** млрд. долл.
В 2015 году в России было произведено *** млн. тонн автомобильного бензина, *** млн. тонн дизельного топлива, *** млн. тонн топочного мазута, *** млн. тонн битума нефтяного дорожного.
В 2015 году сократился выпуск темных нефтепродуктов по сравнению с 2014 годом, так производство дизельного топлива сократилось на **%, мазута на **%, производство битумов нефтяных дорожных снизилось на **%. При этом производство бензина увеличилось на **%, а глубина переработки достигла рекордного уровня – **%.
В России в 2015 году цены производителей на бензины автомобильные выросли на 6%, на дизельное топливо — на 11,6%. Цены же на мазут топочный и битумы нефтяные дорожные, напротив, показали снижение на 24,4% и 15,4% соответственно.
В России за 2011–2015 годы розничные цены на моторные топлива — бензин и дизтопливо — выросли более чем на треть, что примерно соответствует общему инфляционному росту. При этом цены на бензин в России Не демонстрируют какой-либо взаимосвязи с мировыми ценами на нефть.
Согласно подготовленному Минэнерго РФ реестру российских НПЗ, в РФ проектируются 35 новых нефтеперерабатывающих завода, строится 5, введено в эксплуатацию 38 заводов, 1 завод на реконструкции.
Http://www. expertcc. ru/projects/Biznes-plan-NPZ
Качественно выполненный Проект мини НПЗ является основополагающим фактором, влияющим на эффективную и безопасную работу объекта. Фактически, мини НПЗ – это нефтеперерабатывающие установки и малотоннажные заводы по переработке углеводородного сырья производительностью до 1 млн тонн в год. Преимуществами мини заводов (по сравнению с крупными нефтеперерабатывающими предприятиями) являются отсутствие необходимости капитального строительства, малая занимаемая площадь, а также короткие сроки строительно-монтажных работ за счет возможности поставки оборудования в виде технологических модулей. Обычно мини-НПЗ находят свое применение в тех случаях, когда транспортировать сырую нефть менее выгодно, чем ее переработать на месте добычи, например, в наиболее отдаленных регионах страны
Специалисты компании ООО "Нефтегазинжиниринг" выполняют Проектирование высокотехнологичных комплектных и модульных мини НПЗ как по индивидуальному заказу, так и по имеющимся готовым разработкам и проектам с учетом современных инженерных и специальных конструкторских решений.
Разработка проекта начинается с получения от Заказчика технических требований к мини НПЗ, а именно, к производительности, объему и ассортименту продуктов нефтепереработки. На основании предоставленных исходных данных наши специалисты выполняют Проектирование мини НПЗ "под ключ", что включает в себя технико-экономическое обоснование проекта строительства, инженерные изыскания, разработку проектно-конструкторской документации, комплектацию оборудованием, согласование проекта с Заказчиком и контролирующими органами, получение положительного заключения государственной экспертизы.
Непосредственно сам проект мини нефтеперерабатывающего завода состоит из проектной, сметной и рабочей документации, а также специальных разделов по Постановлению №87. В проекте содержится основная техническая информация об объекте строительства:
- генеральный план объекта технологические и архитектурно-строительные решения, условия размещения мини завода состав оборудования мини НПЗ (установки по переработке и перегонке нефти, теплообменное оборудование, резервуары и емкости, насосы, сепараторы) структурная схема объекта со взаимодействующими технологическими цепочками и линиями описание вспомогательных зданий и помещений (бытовок, складов, административные зданий, операторные, лаборатория и т. п.) схема инженерных сетей и коммуникации (водоснабжение, канализация, электроснабжение), трубопроводной обвязки проект организации строительства
Мы предлагаем Разработку автоматизированных мини НПЗ, которые не требуют большого количества обслуживающего персонала. Контрольно-измерительные приборы, схемы автоматизации и диспетчеризации позволяют работать заводу с сохранением заявленной производительности и обеспечением промышленной безопасности.
Кроме этого, осуществляем функции генпроектировщика мини-НПЗ, а также выполняем инжиниринговые услуги в области нефтепереработки, что становится сейчас все более и более актуальным на нефтяном рынке.
Для того, чтобы заказать проектирование мини НПЗ у специалистов ООО "НГИ", Вы можете:
- связаться с нашей компанией по телефонам 8 (495) 246-01-62 (для Москвы и Московской области), 8-800-333-95-62 (для Санкт-Петербурга и регионов) или 8 (8452) 744-283 (для Саратова и Саратовской области) прислать на электронную почту технических требований к объекту
Http://ngirf. ru/katalog_uslug/obekty_neftepererabotki/proektirovanie_mini-npz. html
По данным топливно-энергетического баланса (табл.1), составленного Институтом физико-технических проблем Севера СО РАН (Н. А. Петров) ежегодная потребность Республики Саха (Якутия) в нефтепродуктах превышает 1,7 – 1,8 млн. т. и этот показатель будет ежегодно возрастать. В том числе потребность Западно-Якутского энергорайона составляет около 350 тыс. т. у. т., Центрально-Якутского 680 тыс. т. у. т, Южно-Якутского около 400 тыс. т. у. т и Северного 210 тыс. т. у. т.
Наибольшие сложности возникают в топливообеспечении Северного энергорайона, который, характеризуется практическим отсутствием автомобильных дорог, сложными природно-климатическими условиями, небольшой численностью населения, разбросанностью и удаленностью населенных пунктов от крупных промышленных центров. В структуре потребления топливных ресурсов преобладает дизельное топливо.
Доля выработки электроэнергии дизельными электростанциями ОАО «Сахаэнерго» в республиканском производстве электроэнергии составляет 6,4%, а затраты на ее производство и распределение 32,8%. При этом топливная составляющая в себестоимости вырабатываемой электроэнергии дизельными станциями доходит до 70%.
Из таблицы 2 видно, что в структуре потребления топливно-энергетических ресурсов северного энергорайона преобладает дизельное топливо, которое, в основном, используется для выработки электроэнергии на дизельных электростанциях.
Потребность в топливно-энергетических ресурсах северного энергорайона, тыс. т
В настоящее время практически весь объем дизельного топлива завозится из-за пределов Республики Саха (Якутия).
Считается что, строительство мини-НПЗ и мининефтеперерабатывающих установок экономически целесообразно:
– в местах отдаленных от центров крупнотоннажного производства нефтепродуктов;
– для регионального обеспечения отдаленных от центра предприятий, расположенных вдоль магистральных нефтепроводов большой протяженности. Поэтому, с началом строительства нефтепровода ВСТО возникают новые перспективы строительства миниНПЗ для нужд потребителей Республики Саха. Очевидно, что экономические показатели становятся более привлекательными, за счет:
Следует сказать, что в последнее время появились, принципиально новые технологии минипереработки тяжелых углеводородных фракций, такие как:
– технология «Висбрекинг – Термакат» (г. Уфа, НПЦ «Термакат»). Максимальный выход светлых продуктов до 93% на нефть или 65-85% на мазут, в остатке неокисленные битумы. С 4 квартала 2008 года в Тюменской области ведутся пуско-наладочные работы на мини-НПЗ мощностью 80 тысяч тонн в год.
– технология «БИМТ» (Институт Катализа СО РАН, г Новосибирск). Опытно-промышленые испытания прошли в ОАО «НИПИ газопереработка» в г. Краснодар. В настоящее время в нескольких сибирских регионах прорабатываются варианты строительства НПЗ с использованием технологий «БИМТ». НПО «Катализ» (г. Ангарск). Выход светлых нефтепродуктов с качественными параметрами до 75-80%. Эксплуатируются мини-НПЗ в Красноярске, Магнитогорске, Ангарске;
– технология «Тирус» (г. Димитровград, Ульяновской области, НПЦ «Тирус»). В Нижегородской области строится мини-НПЗ мощностью 140 тысяч тонн в год с использованием блока «Тирус»;
– технология ЗАО «Эволюция» (г. Барнаул) для мини-НПЗ мощностью 10-50 тысяч тонн в год;
По-нашему мнению одной из наиболее приемлемой и эффективной для Якутии является пермская УПН-10, 8 тыс. тн в год.. Она простая, безопасная, недорогая, которая позволяет производить по относительно глубокой схеме переработки нефти 10-15% бензина А-76, 35-45% – дизельного топлива зимней и летней марок по ЕВРО-3и 4 и мазутное топливо. Так например, при эксплуатации УПН-10 в г. Мирный, Оленек, Сунтар срок окупаемости установки чуть более 6 месяцев.
Также миниустановки в комплексе с современными модульными установками очистки нефтезагрязненных сред (почва, вода и др.) должны стать экологическими центрами для защиты природы от возможных аварий на магистральных нефтегазопроводах и нефтегазопромыслах.
Как известно, Президент России Д. Медведев поручил провести проверку всех мини НПЗ на предмет качества производимых топлив, в связи с введением новых регламентов производства топлив по ЕВРО – 3-5.Эксплуатация большинства действующих прямогонных мини НПЗ и миниустановок, будет прекращена.
По классу миниустановок мембранная технология проходит. В настоящее время в республике по классу мини-НПЗ соответствует качественным показателям только проект строительства Иреляхского НПЗ -250, где заложены классические (довольно дорогие), технологии глубокой переработки нефти (каталический крекинг, сероочистка и др.).Тем не менее с учетом транспортных расходов и переработки собственной нефти эксплуатация Иреляхского НПЗ эффективна.
Выбор населенного пункта для установок локального производства нефтепродуктов, имеет важное значение, при этом необходимо руководствоваться следующими условиями:
– объемом и номенклатурой основных потребляемых нефтепродуктов в данном месте и прилегающих к нему населенных пунктов.
– физико-химическими свойствами исходного углеводородного сырья (нефти и газового конденсата) на месте предполагаемого производства нефтепродуктов;
– удобством транспортной схемы доставки нефти и вывоза готовых нефтепродуктов;
– экономической целесообразности размещения малотоннажного производства нефтепродуктов.
– наличием необходимой инфраструктуры для монтажа и эксплуатации модульных мини-нефтеперерабатывающих производств (нефтебаз);
Руководствуясь вышеуказанными соображениями, считаем наиболее целесообразным размещение мини-НПЗ и миниустановок непосредственно в населенных пунктах, потребляющих мазут и другие виды нефтепродуктов, Мирный, Сунтар, Нюрба, Оленек, Ленск, Олекминск, Сангары, Жиганск, Тикси, Алдан, Нерюнгри и в перспективе Чокурдах, Черский, Нижнеянск.
При выборе мощности миниустановок в тех или иных населенных пунктах основным принципом является объем потребности конкретного населенного пункта в котельном жидком топливе ( мазутном топливе) и моторном топливе для среднеоборотных дизелей районных дизельных электростанций, а попутно (до 50%) будет производится автобензин А-76 и качественное дизельное топливо «Евро-4».
Строительство и ввод в эксплуатацию мининефтеперерабатывающих установок в этих населенных пунктах позволит решить сложную проблему топливообеспечения труднодоступных населенных пунктов республики и будет иметь большой социально-экономический эффект.
В заключение хотелось бы отметить, что в настоящее время в республике нет четко разработанной концепции развития малотоннажной переработки нефти и газа. Назрела необходимость разработки республиканской схемы размещения мини-НПЗ и миниустановок, увязав её с программами модернизации ЖКХ и энергетики, с топливно-энергетического балансом республики, с возможным включением схемы в программы социально-экономического развития вышеуказанных улусов и районов.
Для реализации проекта строительства миниНПЗ и мининефтеперерабатывающих установок нужна всемерная поддержка Правительства и ИЛ Тумэна Республики Саха (Якутия).
1. Ведомственная целевая программа Министерства жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия)
«Развитие электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на период 2007-2011 годы» 2006г.
2. Топливно-энергетический баланс Республики Саха (Якутия). Часть II Н. А. Петров – Якутск 2006 г.
Http://studwood. ru/1145985/ekonomika/perspektivy_stroitelstva_mini-npz_v_yakutii
Футболист Александр Кержаков не досчитался 300 млн руб на своем банковском счету из-за желания поучаствовать в нефтяном бизнесе сомнительного характера. По словам самого пострадавшего, мошенники из Воронежской области, с которыми он познакомился на отдыхе в объединенных Арабских эмиратах, убедили его стать соучредителем НЕСКОЛЬКИХ нефтеперерабатывающих заводов, вложив в проект около 100 млн руб. Отдохнувший футболист вернулся домой и распорядился перечислить деньги. Правда, со счетов списали втрое больше, по версии следствия – предъявив бумаги с поддельными подписями. Найдут или нет деньги футболиста – покажет работа правоохранительных органов. Но миллионы наверняка были бы целее, задумайся футбольная звезда о принципиальном характере бизнеса по переработке сырой нефти в топливо низкого качества.
Бизнес такой большей частью криминален, а его продукция – мало востребована на внутреннем рынке. Зато за счет налоговых льгот и высоких цен на нефть он остается весьма прибыльным.
Участники топливного рынка называют такие «заводики» «самоварами» – за счет малой глубины переработки нефти производимое ими топливо – прямогонный бензин, дизель и мазут – либо идет на экспорт как химсырье, либо используется для отопления или разбавления более качественного топлива в близлежащих к заводу регионах.
По мнению председателя совета директоров Антипинского НПЗ Дмитрий Мазурова, мини-НПЗ представляют собой «абсолютно нежизнеспособную форму»: такие предприятия не решают проблемы глубокой переработки нефти и повышения качества нефтепродуктов, не позволяют достичь уровня переработки нефти с высокой эффективностью.
Вряд ли футболист детально изучил бизнес-план строительства заводов при принятии решения о переводе миллионов на счета случайного туриста. Но если бы он потрудился это сделать, быстро бы смекнул: серьезное предприятие, даже всего одно, за такие «смешные деньги» не построишь. «Строить мини-НПЗ по дорогостоящим технологиям, которые позволяют поддерживать высокое качество нефтепродуктов и обеспечивать глубокую переработку нефти, абсолютно нерентабельно, поскольку годовой объем переработки мини-НПЗ не превышает 500-700 тыс тонн, а, следовательно, период окупаемости затрат, связанных с внедрением современных технологий, будет чересчур длительным – 20-30 лет.», – заявляет г-н Мазуров.
Проектов действительно качественных мини-НПЗ очень мало. Но даже если такой найдется, одно дело: цифры и чертеж на бумаге, а совсем другое – реальное строительство и оснащение оборудованием. Так, новгородские власти на днях одобрили проект строительства НПЗ «Лезно» стоимостью 45 млрд руб в под городом Чудово. Согласно представленному проекту, его инициатором и основным инвестором является ООО “Авро” из Ленобласти, которая специализируется на добыче и переработке газового конденсата и нефти, а также на реализации нефтепродуктов через сеть собственных АЗС на Северо-Западе РФ. Стоимость только первой очереди завода – 16 миллиардов рублей, срок строительства – 4 года. Предполагается, что мощность НПЗ составит 3,5 миллиона тонн в год (первая очередь – 1 миллион тонн). Инициаторы проекта рассматривают четыре варианта переработки нефти. Предполагается, что НПЗ будет перерабатывать 2,62 миллиона тонн газового конденсата и 0,88 миллиона тонн нефти Urals. Глубина переработки составит 83,5-94,7%. Проект собираются окупить примерно девять лет.
Строительство так называемого «самовара» – заводика с низкой глубиной переработки нефти – по сравнению с качественным НПЗ, обойдется в сущие «копейки». По расчетам эксперта в области нефтехимии Максима Полевого, в стране сейчас существует множество мини-заводиков с мощностью переработки всего 50-100 тыс т в год. Без учета стоимости покупки или аренды земли и получения разрешительной документации стоимость строительства такого предприятия будет составлять около 1 млн руб на 1 тонну переработки топлива. А если строить завод не в чистом поле, а при нефтебазе, то капиталоемкость строительства сильно снизится. Для примера, завод мощность 100 тыс т в год с железнодорожной эстакадой и резервуарным парком «под ключ» можно построить менее, чем за 200 млн руб А возвести МНПЗ по модели «Нефтемашстроя» в Саратовской области – с двумя кустарными установками без «автоматики» суммарной мощностью 50 тыс т в год – можно и за 30 млн руб. Окупится такое производство гораздо быстрее.
Введённый с 1 октября налоговый режим «60-66» снизил экспортную пошлину на нефть с 65% до 60%, зато повысил пошлину на тёмные нефтепродукты (мазут и битум) с 40% до 66% от пошлины на нефть. А ведь как раз топочный мазут и прямогонный бензин – основная продукция небольших НПЗ. Казалось бы, сокращение разницы между пошлинами на нефть и нефтепродукты должно было заставить нефтяные компании инвестировать в развитие вторичных процессов переработки нефти. В то же время рентабельность мини-НПЗ должна была значительно уменьшиться, а в перспективе такие заводы должны были и вовсе закрываться. Но достичь задач введения этого налогового режима не удалось.
К сожалению, при ценах на нефть выше $90 за баррель (сейчас она составляет $109) экспорт низкокачественных нефтепродуктов остаётся рентабельным. То есть, сегодня экспортировать мазут и прямогонный бензин намного выгоднее, чем нефть: пошлина на их вывоз на февраль составляла $266,2 за тонну, в то время как на нефть – $403,3 за тонну.
В этих условиях высокорентабельными оказываются самые примитивные НПЗ, которые элементарной возгонкой получают из нефти (для производства им нужна только качественное сырьё с низким содержанием серы) прямогонный бензин и газойль. Они экспортируются как сырьё для нефтехимических предприятий. Оставшиеся 60% тяжёлой нефти под видом мазута продаются иностранным НПЗ для дальнейшей переработки. Большинство небольших НПЗ в Китае перерабатывают именно российский мазут. То есть в Поднебесной умудряются производить качественный бензин из того, что в нашей стране именуют отходами. Понятное дело, что платят за такой мазут почти как за нефть, а вот экспортная пошлина на него выходит на треть ниже.
Существует в малой нефтепереработке и теневой бизнес, часто – криминальный. Одна из распространенных схем – переработка нелегальной, а проще говоря, ворованной нефти. Показателен пример Самарской области, где в ближайшее время должен состояться суд над главарем банды врезчиков в нефтепроводы Алексеем Измайловым. Преступная группа делала врезки в магистральный нефтепровод «Альметьевск-Куйбышев 2» и выкачивала «чёрное золото». В фигурирующем в уголовном деле эпизоде сообщники за четыре дня вывезли на машинах с полуприцепами 179 тонны нефти. По оперативным данным, данная нефть поступала на одно из нефтеперерабатывающих предприятий региона – «Эликс брокер», в настоящее время обанкротившееся. Причём компания использовала в том числе и легально приобретённую нефть, а на ворованное сырье всегда имелись поддельные документы
По итогам введения этой налоговой схемы бюджет страны за полтора года по расчетам чиновников Минэкономразвития и Минфина недосчитался 122 млрд рублей. По данным «Транснефти» потери бюджета от “60-66” только за первый год применения (к октябрю 2012 года) составили $1,92 млрд, а прямые потери компании в виде недополученной выручки при транспортировке нефти – $333 млн. Мощность заводов с низкой глубиной переработки нефти (до 45%), подключенных к системе “Транснефти”, составляет 13,9 млн тонн в год.
Выход из этой ситуации есть – менять налоговый режим и тщательно подходить к строительству новых НПЗ. «Назрела необходимость выработать определённую систему мер, вплоть до запрета на строительство новых НПЗ, ориентированных на примитивную переработку малосернистой нефти. “Новострой” только ухудшает качество экспортной российской нефти и осложняет функционирование крупных нефтеперерабатывающих заводов, – говорит заместитель вице-президента “Транснефти” Игорь Кацал.
“Оптимально было бы постепенно повысить к 2015 году пошлины на тёмные нефтепродукты до уровня нефтяных, фактически в этом случае можно было бы говорить о введении режима “60-100”, – говорит аналитик инвесткомпании “Церих Кэпитал менеджмент” Николай Подлевских
Извините, полностью этот материал доступен по подписке на электронную версию журнала “Нефть России”.
Http://www. oilru. com/dossier/read/112
Мини-НПЗ — это промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти (объемом до 1 миллиона тонн сырья/год) в бензин, дизельное топливо, мазут.
Предприятия переработки нефти находятся во всех континентах (кроме Антарктиды)- 109 стран эксплуатирует свыше 770 нефтеперерабатывающих заводов. Десять стран наибольшей мощностью (млн тонн/год) нефтеперерабатывающих заводов приводится ниже: США – 830; Китай – 340; Россия – 271; Япония – 234; Индия – 171; Канада – 166; Южная Корея – 135; Германия – 123; Франция – 120; Италия – 102; Мощность отдельных нефтеперерабатывающих заводов колеблется от 50 тыс. т до 55 млн тонн/год (комплекс фирмы «Реланс», штат Гуджерат, Индия). Владельцами нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) являются как ведущие мировые компании, осуществляющие добычу, переработку нефти, а также снабжение нефтепродуктами (американские компании «ExxonMobil», «Shell», «Shevron», «ConocoPhilipce» британская «BritishPetrolium»), французкая «Total», итальянская «Adgip», китайская «Sinopeck», бразильская «Petrobraz», индийская «Indian Oil», российские «Роснефть», «Лукойл»), так и компании, сосредоточившиеся на переработке нефти («Valero Energy» в США).
К основным преимуществам мини-НПЗ перед многотоннажными НПЗ относятся:
- Быстрый срок проектирования, строительства; Усиленный контроль качества; Использование меньше энергии; Меньше капитальных затрат; Меньше участок земли (площадь) для завода; Меньше полевых работ; Сниженная потребность в квалифицированной рабочей силы; Более быстрые финансовые отчеты для установленного завода; Повышенная безопасность.
- ТЭО инвестиций объекта строительства; Проект строительства; Согласование, утверждение проекта; Проектирование, изготовление оборудования (комплектация всего нефтеперерабатывающего комплекса); Строительные работы; Монтаж оборудования (пуско-наладочные работы, вывод на режим); Сдача объекта в эксплуатацию.
Основным проектным документом строительства объектов Мини-НПЗ является технико-экономическое обоснование. Состав, назначение работ по разработке ТЭО (технико-экономическое обоснование строительства объекта).
Порядок разработки, согласования, утверждения, состав технико-экономических обоснований на строительство новых и изменение (расширение, модернизацию, техническое перевооружение, реконструкцию, реставрацию, капитальный ремонт) существующих предприятий, зданий, сооружений (далее – объектов Мини-НПЗ) устанавливаются законодательными, нормативными правовыми актами, иными нормативными документами государства строительства объекта и предназначены для применения всеми субъектами архитектурной, градостроительной, строительной деятельности на территории этого государства. Положения этих актов должны соблюдаться при разработке ТЭО строительства объектов, возводимых полностью или частично за счет государственных инвестиций, а также возводимых без участия государственных инвестиций, но предусматривающих установленную в законодательном порядке долю государственной собственности в объемах выпускаемой продукции или предоставляемых услуг. Разработка ТЭО осуществляется с учетом данных и положений, содержащихся в планах социально-экономического развития государства, региональных, отраслевых, научно-технических, других государственных программах, схемах развития, размещения производительных сил, градостроительной документации (генеральных планов развития городов, населенных пунктов) так же иных документов, необходимых для строительства объектов Мини-НПЗ на территории государства строительства объекта. Результаты ТЭО служат основанием для принятия решения о хозяйственной необходимости, технической возможности, коммерческой, экономической, социальной целесообразности инвестиций в строительство, получения Акта выбора земельного участка для размещения объекта.
В ТЭО должны выполняться альтернативные проработки, расчеты предложенных вариантов, в том числе принципиальные объемно-планировочные решения, расчеты эффективности инвестиций, а также данные социальных, экологических, других последствий при строительстве, эксплуатации объекта, в том числе величина причиненных убытков землевладельцам, землепользователям, арендаторам, потерь сельскохозяйственного производства, связанных с изъятием земельного участка и др. Состав, содержание указанных материалов должны быть достаточны для обоснования принятых в ТЭО проектных решений, проведения необходимых согласований и экспертиз. Состав, содержание ТЭО должны быть достаточны для оценки целесообразности, эффективности инвестиций в строительство объектов с проработкой каждого раздела, которые должны содержать результаты изучения осуществимости и эффективности проекта строительства, проводимого на основе экономического анализа затрат и выгод. Состав ТЭО для объектов производственного назначения должен состоять из следующих разделов:
- исходные данные (наименование объекта строительства, место реализации, предполагаемые источники, схемы финансирования, период реализации проекта строительства, а также исходные документации для разработки ТЭО); введение (обоснование необходимости строительства объекта, цели инвестирования, экономический эффект, ожидаемый от функционирования объекта, с указанием основных количественных, качественных показателей объекта); маркетинговый раздел (- результаты технико-экономических оценок; — оценка существующего, перспективного спроса на предполагаемую к выпуску продукцию; — анализ современного состояния отрасли, социально-экономической необходимости строительства объекта; — оценка коммерческих рисков); мощность предприятия (- обоснование выбора политики в области сбыта продукции; — анализ работы существующих объектов в данной отрасли; — разработка мероприятий по стимулированию сбыта продукции; — номенклатура, объемы производства основной, попутной продукции; — оценка влияния проекта на инфраструктуру региона); обеспечение предприятия ресурсами (потребность предприятия в необходимых ресурсах: сырье, материалы, энергетические ресурсы, трудовые, финансовые ресурсы); основные технико-технологические решения (обоснование выбранной технологии основного и вспомогательных производств на основе сравнения возможных вариантов технологических процессов по уровню их экономической эффективности, технической безопасности, потреблению ресурсов на единицу продукции, а также степени риска, вероятности возникновения аварийных ситуаций); место размещения предприятия (основные требования к месту размещения объекта); основные архитектурно-строительные решения (принципиальные архитектурные, объемно-планировочные, конструктивные решения); транспорт (обоснование выбора вариантов транспортной схемы, внутриплощадочных путей, автодорог); инженерные системы (выбор решения по энергосбережению, тепло-, водоснабжению, канализации и др. с обоснованиями выбранных схем); оценка воздействия на окружающую среду (- оценка влияния проекта на состояние окружающей среды; — мероприятия, предполагаемые проектом для улучшения экологической ситуации; — оценка экологических рисков); институциональный раздел (информации о всех участниках реализации проекта, их функциях, а также структуре управления с оценкой финансовых затрат); финансовый анализ (- расчеты общих инвестиционных расходов; — расчеты себестоимости основных видов продукции; — расчет доходов от продаж; — сводный расчет потока денежных средств; — анализ проекта с помощью простых методов финансовой оценки; — анализ проекта с помощью методов дисконтирования; — финансовый анализ в условиях неопределенности; — анализ ликвидности проекта; — текущее финансовое состояние участников проекта; — анализ схемы, источников, условий финансирования так же их альтернативных вариантов; — оценка финансовых рисков); экономическая эффективность инвестиций (- расчет стоимости строительства; — оценка экономических выгод, затрат; — анализ наименьших затрат; — расчет показателей экономической эффективности проекта; — определение оценки риска инвестиций); социальный раздел (- потребность в трудовых ресурсах по категориям работников; — обоснованность проекта с точки зрения социально-культурных, демографических характеристик населения; — нормы охраны труда, техники безопасности; — оценка социальных рисков); технико-экономические показатели (данные о мощности объекта строительства, финансовые, экономические показатели проекта, а также стоимостные показатели строительства, стоимость основных производственных фондов, стоимость товарной продукции, себестоимость основных видов продукции, ориентировочный срок строительства и т. д.); общие выводы (выводы о хозяйственной необходимости, технической возможности, коммерческой, экономической, социальной целесообразности инвестиций в строительство объекта).
Проект строительства Мини-НПЗ — это комплект документации, по которому производят строительные работы, монтируют оборудование, сдают объект в эксплуатацию. От качества проектных работ зависит очень многое, а именно – время прохождения экспертизы, скорость, стоимость строительства. Состав проекта:
- Общая пояснительная записка; Генеральный план и транспорт; Технологические решения; Организация и условия труда работников. Управление производством, предприятием; Архитектурно-строительные решения; Инженерное оборудование, сети и системы; Организация строительства; Охрана окружающей среды; Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций; Сметная документация; Эффективность инвестиций.
Согласование, утверждение проекта строительства осуществляется в соответствующих государственных органах (процедура осуществляется силами Генерального проектировщика).
Проектирование и последующее изготовление основного технологического оборудования, входящего в Состав мини-НПЗ, осуществляется на основании следующих исходных данных (основные, все необходимые исходные данные перечислены в Опросном листе):
- перерабатываемое сырье (паспорт, объемы переработки); характеристики готовой продукции (ассортимент, качество); место строительство объекта (отчет об инженерных изысканиях, топосъемка участка строительства, условия окружающей среды и т. д.); наличие воды (скважин), других энергоресурсов; требования к автоматизации управления технологическим процессом.
Предприятие изготовитель нефтеперерабатывающего оборудования поставляет комплект оборудования (блочно-модульный) на участок строительства, после того как там были проведены работы подготовки участка к монтажу оборудования. После монтажа оборудования производится комплекс пуско-наладочных работ, ввод оборудования в эксплуатацию. Вывод оборудования на режим, с последующим подтверждением качества выпускаемой продукции в независимой аккредитованной лаборатории, является окончательным этапом перед сдачей объекта в эксплуатацию.
Http://ukrneftemash. com/mini-npz/
5.2.2 Затраты на приобретение технологической линии, строительство объектов и сооружений ОЗХ, подготовку и обустройство прилегающей территории. 29
Название проекта – Создание мини – НПЗ мощностью переработки 200,0 тысяч тонн нефти в год.
Планируемый нефтеперерабатывающий завод предполагается разместить в ____________________________.
Целью проекта является создание в __________ области мини-нефтеперерабатывающего завода (мини-НПЗ) и последующая реализация нефтепродуктов полученных путем переработки нефти.
Суть проекта заключается в организации строительства в течение подготовительного периода на земельном участке площадью ___ Га, находящемся в собственности, мини-НПЗ мощностью переработки 200 тыс. тонн[1] в год и последующей организации эксплуатации созданного завода.
После окончания подготовительного периода и ввода завода в эксплуатацию основной деятельностью компании будет переработка закупаемой у компании «______» нефти и ее последующая реализация, как на внутреннем, так и на зарубежных рынках.
Мощность в 200,0 тыс. литров производимой продукции в год будет достигнута за счет применения оборудования «_______».
В рамках реализации проекта, предполагается также подведение к границе участка трубопровода от нефтехранилищ компании «_________», находящихся на удалении ____ км от планируемого завода.
Контракт с компанией на поставку сырой нефти подписан до _____ г.
В результате реализации проекта на оборудовании «_________» возможно получение следующих продуктов переработки нефти:
Однако в рамках данного проекта рассматривался «наихудший» вариант с получением трех основных продуктов в следующих пропорциях от общего выхода[2]:
После строительства мини-НПЗ, организации инфраструктуры и ввода завода в эксплуатацию, (через год, после организации финансирования) он ежегодно сможет перерабатывать 200,0 тысяч тонн нефтепродуктов, а годовой объем выручки от реализации составит _______ тыс. руб.
Среднегодовая рентабельность основной деятельности, рассчитанная за десять лет реализации проекта, составит _____ %.
· Согласие администрации о строительстве данного объекта на ее территории, и о выделении площадки под данный объект;
Подготовительный период, необходимый для строительства отеля, проведения работ по подготовке территории, включающей ландшафтный дизайн, составит около ___ месяцев, из которых:
__ месяцев – на доработку и согласование проекта, подготовку территории;
__ месяцев – на проведение работ по строительству, пуско-наладочным работам.
Запуск и полнофункциональная работа завода будут осуществлены к __________________ года.
Укрупненные данные о сроках и этапах реализации проекта приведены на диаграмме Ганта (см. Приложение 1)
Финансирование проекта планируется осуществить за счет заемных средств (коммерческий кредит). Процентная ставка по кредиту – __% в год. Общая потребность в финансировании составит __________________ тыс. руб.
Бизнес-планом предусмотрена отсрочка платежей по кредиту на __ месяцев.
· Проектирование основных технологических установок, нефтепровода от базы __________а до НПЗ и сооружений ОЗХ и – ___________ тыс. руб.
· Строительство сооружений комплекса, включая резервуарный парк с наливными эстакадами и производственно-хозяйственные помещения, а также проведение пуско-наладочных работ на них – ________ тыс. руб.;
· Финансирование оборотных активов (приобретение ____ тонн сырой нефти, с учетом доставки) – ___________- тыс. руб.
· Финансирование заработной платы и прочих текущих расходов на этапе проведения строительных работ – ___________ тыс. руб.
Финансирование производится за счет банковского кредита в размере ____________________ тыс. руб.:
График предоставления и возврата кредита представлен в разделе 5.9.
Срок окупаемости – PBP составит __ года с момента получения средств
Принятая ставка дисконтирования – D – __% – реальная ставка сравнения.
Дисконтированный срок окупаемости – DPBP; – __ года с момента получения средств (__ года – с момента запуска проекта);
Точка безубыточности проекта – BEP; – (__________% от планового объема реализации услуг).
Срок возврата заемных средств – RP; – ___ лет с момента начала поступления финансирования.
Риск по текущему проекту оценивается как «средний» и в соответствии с экспертными оценками, проведенными кумулятивным методом. Риск установлен на уровне _____ %
Основными препятствиями могут послужить задержка финансирования по проекту, однако запас прочности по точке безубыточности, а также анализ чувствительности проекта, говорят о том, что проект все равно является рентабельным и конкурентоспособным.
На основании рассчитанных показателей, можно говорить о том, что проект обладает высокой экономической эффективностью. Анализ чувствительности к основным параметрам проекта и запас прочности по точке безубыточности, дают основания рассчитывать на достаточную устойчивость проекта, что говорит о целесообразности финансирования.
Мы занимаемся разработкой бизнес-планов и написанием технико-экономических обоснований инвестиционных проектов уже более девяти лет и предлагаем Вам услуги по анализу Вашего инвестиционного проекта и разработке бизнес – плана.
Обращайтесь к нам с любыми возникшими у Вас вопросами, и мы обязательно Вам поможем!
[1] Номинальная производительность составляет 3 500 барр. в день, однако с учетом возможных технологических простоев и профилактик, производительность принята равной 175,0 тыс. литров продукции в год.
[2] 2,0% от общего полезного выхода составляет мазут, который идет на собственные нужды компании (на печь и котельную)
Http://pandia. ru/text/77/117/78.php
Власти Кузбасса не первый год говорят возможности запуска в ближайшее время ряда мини-нефтеперерабатывающих заводов в регионе. За это время несколько поменялись и планы потенциальных инвесторов в строительство этих объектов. Еще пару лет назад областной администрацией утверждено шесть! проектов постройки мини-НПЗ в области. В настоящий момент ни один из них не реализован, однако кузбасские власти не теряю оптимизма…
Что сегодня представляет собой Кузбасс глазами инвесторов? В последние годы это стабильное потребление примерно трех миллионов тонн нефтепродуктов в год, с долей светлых нефтепродуктов на топливном рынке примерно 65%. Порядка 90 процентов готового продукта – привозные, поставляемые с помощью ж. д. транспорта Омским, Ачинским и Ангарским нефтеперерабатывающими заводами.
Что сейчас имеет Кузбасс в плане реализации и использования мини-НПЗ? В настоящий момент это три небольшие нефтеперерабатывающие установки: ООО «Энергостройснабэкспертиза» (БДУ в Кемерове), гурьевской ООО «Юргаус» и холдинга «Кузнецкий уголь» в Тяжинском районе на 10 ,15 и 40 тыс. тонн переработки нефти в год соответственно. В первом случае имеем технологические 60% дизтоплива и прямогонного бензина в совокупности. Мини-НПЗ ООО «Юргаус» предназначена в основном для самообеспечения фирмы топливными ресурсами. Плюс владельцы упомянутого выше кемеровского мини-НПЗ планируют ввести в строй еще одну установку мощность в 50 тыс. тонн.
Во время утверждения первых областных проектов строительства НПЗ, специалисты из областной администрации серьезно рассчитывали на снижение цен на ГСМ до 15%. Прогнозы не оправдались. Несмотря на это, вышеназванные владельцы мини-НПЗ доказывают рентабельность свих производств, а несостоявшийся ценовой прогноз может быть обусловлен как раз тем, что не был реализован ни один из серьезных проектов.
Сегодня новые действующие лица на арене строительства новых региональных НПЗ – ООО «Северный Кузбасс» и ООО «Холдинговая компания Кем-Ойл». Уже определены сроки запуска двух первых мини-заводов: первые очереди объектов должны обеспечить мощность по 100 тыс. т нефти в год. Итоговая планируемая годовая мощность обоих мини-НПЗ — до 800 тыс. тонн нефти. Начало строительства инфраструктуры для первого завода положено в 2005, затем компаньоны «Северного Кузбасса» отказались от участия и уступили свою долю «Кем-Ойл», которая в настоящий момент и является инвестором обоих проектов. Компания «Северный Кузбасс» должна будет в свою очередь реализовать проект. Известно, что определенные накладки с финансированием строительства объектов уже приводили к отсрочке сдачи НПЗ в эксплуатацию более чем на пол-года. Это не столь удивительно, учитывая, что общий объем финансирования проектов превысит 3 миллиарда рублей.
В руководстве департамента промышленности, транспорта и связи администрации Кемеровской области считают, что можно серьезно рассматривать еще как минимум два проекта постройки нефтеперерабатывающих мини-заводов на территории Кузбасса. Один из них – это упомянутый выше запуск БДУ на «Черниговце» мощностью в 50 тыс. тонн и проект вблизи Анжеро-Судженска на 1 млн. т. переработки нефти, разрабатываемый новокузнецким ООО «НефтеХимСервис».
Заметим, что на территории Яйского района расположена Анжерская производственная диспетчерская станция магистрального нефтепровода «Нижневартовск – Ангарск». И не удивительно, что именно Яйский район стал выбором места строительства трех из описанных выше проектов. Их авторы рассчитывают на доступ «к трубе», и здесь кроется один из главных «проблемных аспектов» строительства подобных объектов. В данный момент устраняются последние трудности при согласовании строительства мини-НПЗ «Кем-Ойла» и «Северного Кузбасса» с «Транснефтью», после чего будут запущены первые очереди производства.
По утверждению руководителей этих проектов достигнута договоренность о заборе двухсот тысяч тонн нефти в год, чего хватит для сырьевого обеспечения объектов на старте. При этом переговоры с «Транснефтью» на предмет увеличения объемов отбираемой нефти продолжаются, а тем временем строящийся приемо-сдаточный пункт уже рассчитан на 1 млн. тонн. Очевидно, аналогичные проблемы со временем придется решать и компании «НефтеХимСервис», которая изначально планирует строительство «милионника». Этот, с позволения сказать, мини-НПЗ, «НефтеХимСервис» рассчитывает запустить при непосредственном участии британской «Petrofac International Ltd», уже построившей полтора десятка нефтезаводов на территории стран СНГ. Запуск НПЗ, строительство которого обойдется НефтеХимСервису обойдется в 220 млн. $, запланирован на конец 2008 года. В случае, если проект оправдает возлагаемые на него надежды, он станет третьим по значимости нефтеперерабатывающим предприятием региона.
Стоит заметить, что планируется строительство мини-НПЗ и ЗАО Холдинговой компанией «Кузнецкий уголь». Однако очевидно, что давать какие-либо прогнозы относительно успешности этого предприятия сейчас преждевременно. Полноценного проекта в настоящий момент не существует, технологии производства окончательно не определены. Тем временем, «Кузнецкий уголь» занимается вопросами земельных участков под строительство. К тому же есть достаточно веская причина усомниться в жизнеспособности проекта…
Снова возвращаемся к проблеме «доступа к телу», а точнее к трубе. В то время как «Северный Кузбасс» достаточно давно заручился принципиальным предварительным согласием «Транснефти», можно быть практически уверенными в том, что вопрос забора необходимого объема нефти – вопрос времени и технических нюансов. Поэтому есть все основания сомневаться в том, что «Транснефть» пойдет на подключение на территории Кузбасса еще одного потенциального нефтепереработчика, тем более что это может пойти в разрез с интересами других крупных потребителей. Такие опасения разделяются как руководством уже существующих мелких перерабочиков нефти, так и местным департаментом промышленности, а также независимыми аналитиками. Таким образом выделим ключевой аспект строительства малотоннажных НПЗ как в данном, так и в других регионах – приоритетное использование магистральных нефтепроводов как основных источников сырья и, соответственно, проблематика согласования «врезки».
Четвертый по значимости проект, как считают специалисты того же департамента – это названный выше проект БДУ «Энергостройснабэкспертизы» на разрезе «Черниговец». Принятие решения о строительстве установки мощностью 60 тыс. т. нефти в год было принято руководством компании после тестовой эксплуатации менее производительной БДУ в Кемерове. В дальнейшем производительность НПЗ планируется увеличивать.
Соглашаясь с мнением многих аналитиков, скажем и еще об одной причине низких темпов и задержек строительства многих мини-НПЗ в регионе, да и вообще в России. К сожалению до сих пор надежные отечественные технологии для НПЗ мощности 100 тыс. – 1 млн. т. – в большом дефиците. Как следствие – российские нефтепромышленники заключают договора о проектировании установок с иностранными фирмами. За примерами далеко ходить не надо. В случае с российскими разработчиками – довольно проблематично найти отечественную проектную фирму, способную разработать не отдельное производственное звено, а весь комплекс технологий в целом. Проблема же сведения таких «звеньев» в одно целое, составляющее полноценный, готовый к эксплуатации мини-НПЗ, сводит на нет экономические преимущества сотрудничества с отечественным производителем.
Традиционные трудности согласования подобных предприятий, проблемы инвестирования конечно же имеют место быть. Однако большинство экспертов уверены, что именно эффективное решение технологических проблем – ключ к процветанию отрасли.
Http://www. mini-npz. com/perspektivy/10-tekhnovopros. html
     За последние годы построены около трех десятков так называемых мини-НПЗ мощностью менее 100 тыс. т. нефти/год. Основу технологии таких заводов составляет процесс первичной перегонки нефти, т. е. ее атмосферной ректификации на получение прямогонных низкооктановых бензинов и дизельных топлив. Остаточные прямогонные мазуты или сжигаются в топках, или закачиваются в нефтепровод. За счет экономии на транспортных расходах, строительство таких мини-НПЗ в некоторых регионах стало обоснованным. Однако малая (не более 50-60%) глубина отбора светлых топлив не окупает затраченных средств на строительство мини-НПЗ базирующихся только на первичной перегонки нефти.
     Разработками НПЦ “Термакат” глубина переработки нефти на создаваемых мини-НПЗ гарантирована до 85-92%, что обеспечивает высокую рентабельность завода мощностью 30-40 тыс. т. нефти/год. Минимальная мощность мини-НПЗ ограничена еще и минимальной производительностью надежной работой центробежных насосов – 0,5-1,5м 3 /час.
     Создание общезаводского хозяйства мини-НПЗ с нуля в чистом поле требует инвестиционных средств в 2-3 раза больше (см. типовой ген план мини-НПЗ), чем составляют затраты непосредственно на технологию глубокой переработки нефти. Но максимальное получение высококачественных автомобильных (бензиновых и дизельных) моторных топлив на комбинированных мини-НПЗ (УГПН) позволяет за 10-12 месяцев строить современные предприятия, эксплуатация которых в течении 1,5-2-х лет полностью обеспечивает возвратность капитальных средств.
Http://npz-altay. narod. ru/technology. html
Мини-НПЗ – это небольшие нефтеперерабатывающие заводы, производящие до одного миллиона тонн сырья в год. Судя по названию «мини-НПЗ», можно сделать вывод о доступности деятельности в этой сфере для широкого круга предпринимателей. В первую очередь, людей привлекает перспектива неплохо заработать, при сравнительно небольших вложениях (не более 30 миллионов долларов) и соразмерно сниженных рисках, в сравнении с традиционной нефтепереработкой.
И действительно, грамотно организованный мини-нпз – это прибыльный и стабильный бизнес. А учитывая постоянно увеличивающееся значение нефтепродуктов в экономике большинства стран, он будет оставаться таковым ещё долгое время.
Современные технологические разработки позволяют осуществлять переработку нефти и нефтепродуктов на небольших территориях, без необходимости применения дополнительной инфраструктуры. Тем не менее, при их строительстве государственные органы тщательно следят за соблюдением всех норм и правил.
Поэтому сегодня наиболее правильным решением является строительство нефтеперерабатывающих заводов по проектам, разработанным и защищенным в экспертизе. Это позволит избежать всевозможных препятствий, и как следствие, приостановления работающего производства.
Для ознакомления с приблизительной стоимостью реализации проекта, достаточно ввести в поисковую систему запрос – мини нпз цена и изучить все с предложения и отзывы владельцев соответствующих компаний.
Процесс строительства включает в себя следующие стадии: проектирование, приобретение оборудования, пуско-наладочные и монтажно-строительные работы, сдача в эксплуатацию.
Проектирование – это одна из наиболее непредсказуемых стадий по стоимости, срокам, а особенно по влиянию на дальнейшую эксплуатацию объекта. Углубляясь в процесс разработки и принятия технических решений, проектировщик мало заботится об их стоимости. Ведь в проект можно заложить дешёвое либо дорогое оборудование (задвижки, насосы и т. д.), использовать очень сложные или простые технологические схемы, «навешать» КИП в соответствии с производственной необходимостью и здравым смыслом или исключительно по нормам.
В данном случае идеальной является схема, когда проектирование мини нпз россии, монтаж и пуско-наладку выполняет одна организация. Так можно не только сократить срок выполнения работ, но и предотвратить возникновение различных неувязок.
Http://build. rin. ru/cena-rossii/stroitjelstvo-mini-npz. html