Программа модернизации НПЗ России и инновационное развитие нефтепереработки

Program of the Russian refineries modernization and innovative development of oil refining

E. CHERNYSHEVA,
Gubkin Russian State University of Oil and Gas (NIU)

Современное состояние и проблемы развития нефтеперерабатывающей промышленности в России. Состояние модернизации российских НПЗ. Внедрение инновационных технологий на НПЗ России.

Current state and problems of development of oil refining industry in Russia. State of modernization of Russian refineries. Introduction of innovative technologies at Russian refineries.

Нефтеперерабатывающая промышленность во всем мире в последние годы претерпевает значительные изменения, связанные с изменением структуры отрасли и перераспределением основных игроков на нефтяном рынке. Кроме изменения мировых цен на нефть и газ, увеличения количества вовлечения в переработку новых видов сырьевых ресурсов, таких как сланцевая нефть из низкопроницаемых пород, матричные нефти, высоковязкие и битуминозные нефти, альтернативное и возобновляемое сырье, наблюдается постоянное ужесточение требований и норм по качеству сырья и продуктов.
Направления развития и функционирования нефтепереработки в России обусловлены структурными и технологическими изменениями, произошедшими в связи с модернизацией отрасли. Большое влияние на изменение структуры производства нефтепродуктов оказывают технологические изменения, связанные с постоянным развитием и обновлением оборудования и техники, что приводит к необходимости опережающего развития целых направлений, как в науке, так и в индустрии.
Сегодня мир вступает в эпоху шестого технологического уклада, который направлен на использование наукоемких технологий и позволит за счет организации непрерывного инновационного процесса обеспечить выход на новый цифровой уровень в системах управления государством, обществом, экономикой и производством.
Сегодня это, прежде всего, разработка и производство двигателей нового поколения, создание новых материалов и композитов. Вместе с тем на период до 2030 г. не прогнозируется серьезных сдвигов в сторону распространения электромобилей и гибридных двигателей. Прогнозируется к 2035 г. существенное увеличение количества автомобилей с традиционными двигателями с 1000 млн до 1800 млн штук, а электромобилей незначительное – с 10,0 млн до 80,0 – 140,0 млн штук. Несмотря на отсутствие в процессе эксплуатации электромобилей вредных выбросов, следует обратить внимание на экологические проблемы при производстве самих электрокаров (при производстве электромобиля мощностью 22 кВт*час выбрасывается 3 т углекислого газа, что эквивалентно выбросам бензинового двигателя при пробеге в 16 тыс. км при среднем расходе 8 л на 100 км пути), при их эксплуатации (парниковые газы вырабатываются при производстве электроэнергии, необходимой для зарядки автомобилей) и при утилизации отработанных батарей (в настоящий момент утилизация батарей неэффективна, так как стоимость извлекаемого лития и кобальта меньше стоимости утилизации в три раза). Максимальные стимулы и экономические преференции для внедрения электромобилей были введены в Норвегии и Дании, что привело, с одной стороны, к распространению этого вида транспорта в данных странах, с другой стороны – к снижению налоговых сборов и уменьшению внутренних доходов.
Российская нефтепереработка сегодня представлена 34 заводами, перерабатывающими более 1 млн т нефтяного сырья, суммарной установленной мощностью 310,4 млн т/год. Из них 26 заводов принадлежит ВИНК и 8 независимых НПЗ. В 2017 г. НПЗ, принадлежащие ВИНК, переработали 234,9 млн т нефтяного сырья, независимые заводы – 34,6 млн т, а за переработку 10,5 млн т отчитались 43 мини–НПЗ из 230 зарегистрированных предприятий.
Несмотря на опасения экономистов, поставщики нефти и автопроизводители уверены, что полностью отказаться от обычных машин не получится, поэтому спрос на нефть не упадет, по крайней мере, в ближайшие 10 – 20 лет. По данным ОПЕК, предполагается рост спроса на нефть с 95,4 млн бар/сут до 111,0 млн бар/сут к 2035 г., при этом будет наблюдаться сохранение сложившейся в мире тенденции замещения автомобильного бензина дизельным топливом при некотором суммарном увеличении потребления бензина [1]. Для России, по целому ряду причин, целесообразнее использовать газомоторное топливо. В период среднесрочной и долгосрочной перспективы в мировой экономике не предполагается также серьезных изменений в структуре топливопотребления на воздушном и железнодорожном транспорте. К 2020 г. значительные изменения ожидаются на водном транспорте, в основном за счет ужесточения требования по содержанию серы в судовом топливе в соответствии с Международной конвенцией по предотвращению загрязнения с судов (MARPOL). По ориентировочным оценкам, потребление флотского мазута снизится с 80 % до 40 – 45 % за счет увеличения потребления дизельного топлива.
Сегодня мир вступает в эпоху шестого технологического уклада, который направлен на использование наукоемких технологий и позволит за счет организации непрерывного инновационного процесса обеспечить выход на новый цифровой уровень в системах управления государством, обществом, экономикой и производством.
В США доля производительных сил 5-го технологического уклада составляет около 60 %, а в России – только порядка 12 %. При этом у нас постоянно сокращается финансирование на научные исследования. Компании тратят на НИР минимально возможные средства, предпочитая покупать западные готовые технологии. А инжиниринг и техноструктуры отсутствуют. Такая ситуация приводит к разрушению материально-технической базы российских институтов, социальным проблемам, оттоку кадров и реализации российских разработок за рубежом. Техническое развитие прогрессивно только в том случае, если оно связано с инновациями. Это комплексная проблема, которая не может быть решена только за счет увеличения финансирования, необходимо понимание и правительственными структурами, и бизнесом, что такая ситуация с наукой и инженерией связана в первую очередь с неправильной расстановкой приоритетов и приведет к необратимой технологической зависимости от высокотехнологичного мира новой формации.
Сегодня в России ситуация в нефтепереработке и нефтехимии осложняется целым рядом факторов, связанных с введением санкций, оттоком инвестиций, падением рубля и реализацией налогового маневра, что приводит к необходимости корректировки программы модернизации, изменению направления развития инновационных технологий и замедлению темпов решения вопросов импортонезависимости.
Динамика изменения добычи и распределения нефтяного сырья в 2015 – 2017 гг., по данным Минэнерго РФ характеризуется снижением добычи и поставки нефти на внутренний рынок при некотором увеличении экспорта (рис. 1) [2].
Снижение объема поставляемого (включая все мини-НПЗ) и перерабатываемого сырья происходит на фоне достаточно высокого экспорта не только нефти, но и нефтепродуктов (табл. 1) [3]. При этом экспорт нефтепродуктов за 2017 г. составил 148,413 млн т против 156,016 млн годом ранее – снизился на 4,9  %. Показатель в денежном выражении составил 58,244 млрд долл. против 45,952 млрд за 2016 г. (рост на 26,8 %). Это наименьший показатель с 2013 г., максимум пришелся на 2015 г. – 172 млн т. Налоговый маневр сделал невыгодной работу заводов с низкой глубиной переработки, а на мировом рынке уменьшился спрос на сернистые мазуты из-за ограничений по выбросам, в результате чего часть низкокачественных нефтепродуктов в экспорте заместилась нефтью. Так, по сравнению с пиковым 2015 г., на 24,6 млн т, или на 35 %, уменьшился вывоз мазута с содержанием серы свыше 1 % до 46,7 млн т, на 3,7 млн т, или на 31 %, – прямогонного мазута, до 8,3 млн т, по сравнению с 2013 г., вывоз сократился вдвое, на 3 млн т, или на 21 %, – дизтоплива с содержанием серы свыше 0,2 %, до 11,3 млн т. Часть нефтепродуктов, такие как битумы, кокс, воски и т.п., классифицируются во внешнеторговой статистике отдельно от основной массы. Добавление их дает показатель экспорта всех нефтепродуктов в 2017 г. – 155 млн т, меньше на 3,3 %, чем в 2016 г. Это значение уступает только показателям 2014 – 2016 гг., где максимум 2015 г. равнялся 174 млн т. В последние годы вывоз вязких и твердых нефтепродуктов резко вырос, отчасти благодаря поставкам нефтяного кокса, которые ранее не превышали 150 тыс. т, а в 2017 г. составили 1,2 млн т. В мире Россия впервые с 2000 г. опустилась на второе место по экспорту обычных нефтепродуктов, пропустив вперед США, откуда экспорт продуктов составил ориентировочно в 2017 г. 155 млн т. Если же рассматривать всю совокупность нефтепродуктов, то Россия уступает США с 2011 г., при этом последние два года разрыв сильно вырос: в 2017 г. около 200 млн т у США против 155 млн т у России. Еще одна яркая иллюстрация того, что нефтепереработка наряду с добычей может являться серьезным источником прибыли [3].
Российская нефтепереработка сегодня представлена 34 заводами, перерабатывающими более 1 млн т нефтяного сырья, суммарной установленной мощностью 310,4 млн т/год. Из них 26 заводов принадлежит ВИНК и 8 независимых НПЗ. В 2017 г. НПЗ, принадлежащие ВИНК, переработали 234,9 млн т нефтяного сырья, независимые заводы – 34,6 млн т, а за переработку 10,5 млн т отчитались 43 мини-НПЗ из 230 зарегистрированных предприятий [2].
В мире Россия впервые с 2000 г. опустилась на второе место по экспорту обычных нефтепродуктов, пропустив вперед США, откуда экспорт продуктов составил ориентировочно в 2017 г. 155 млн т. Если же рассматривать всю совокупность нефтепродуктов, то Россия уступает США с 2011 г., при этом последние два года разрыв сильно вырос: в 2017 г. около 200 млн т у США против 155 млн т у России.
Анализ динамики изменения объемов перерабатываемого сырья и выпуска продукции показал, что значительного изменения количества основных нефтепродуктов, таких как бензин, авиакеросин и дизельное топливо, за период с 2014 г. не наблюдалось. Однако произошло существенное уменьшение количества выпускаемого в России котельного топлива. Производство мазута снизилось до 18,3 % масс. на нефть в 2017 г. (табл. 2). При этом наблюдается уменьшение загрузки предприятий, что снижает их рентабельность. На фоне уменьшения общего количества перерабатываемого сырья наблюдается увеличение объемов производства ДТ.
Изменения в структуре производства основных нефтепродуктов связано в первую очередь с результатами модернизации отрасли, которая проходит в сложных экономических условиях. С 2011 г. модернизация предприятий нефтепереработки реализуется в рамках четырехстороннего стороннего соглашения. До 2016 г. модернизация была направлена, в основном, на улучшение качества получаемой продукции – 1-й этап модернизации, а с 2016 г. начал свою реализацию второй этап, направленный на углубление переработки нефти. За весь период должно было быть построено и реконструировано 135 установок, из них 37 – реконструкция, 98 – новое строительство, 70 – установки, направленные на производство компонентов бензина, а 54 – на производство компонентов дизельного топлива. В рамках ВИНК должен быть реализован 101 проект, а 34 проекта выполнено для НПЗ независимых компаний. Данная программа модернизации, которая была инициирована в первую очередь для выполнения требований технического регламента на топлива, является очень важной для развития нефтеперерабатывающей отрасли России.
Темпы роста глубины переработки в 2017 г. несколько затормозились, что вполне закономерно, так как ввод углубляющих процессов откладывается до 2027 г. Самая высокая глубина переработки нефти наблюдается на заводах ПАО «ЛУКОЙЛ» и башкирской группы заводов ПАО «НК «Роснефть».
В 2017–м, по данным Минэнерго России, инвестировано компаниями в нефтеперерабатывающую промышленность – 190,4 млрд руб.

График выполнения четырехстороннего соглашения находится в постоянном режиме мониторинга со стороны Минэнерго РФ и других ведомств. На начальном этапе модернизации, в 2011 – 2014 гг., график реализации проектов соблюдался очень четко. С наступлением кризиса и введением санкций скорость модернизации резко замедлилась, начались перенесения сроков, отказ от проектов. Корректировка планов модернизации в феврале 2018 г. привела к уменьшению проектов модернизации до 127 установок. На первом этапе модернизации доля реконструированных установок, по сравнению со строительством новых, значительна, а по мере реализации программы доля нового строительства возрастает. Количество вводимых и реконструируемых установок с учетом динамики изменения представлены на рис. 2. К 2017 г. было реализовано 78 проектов, направленных в основном на улучшение качества продуктов.
Общая глубина переработки нефти в России тоже сдвинулась с уровня в 72 %, где находилась в течение практически пятнадцати лет, и достигла в 2016 г. 79 %, а в 2017 – 81,0 % [2], что является результатом накопленного уровня модернизации и свидетельствует о переходе российской нефтепереработки на новую ступень развития. Темпы роста глубины переработки в  2017 г. несколько затормозились, что вполне закономерно, так как ввод углубляющих процессов откладывается до 2027 г. Самая высокая глубина переработки нефти наблюдается на заводах ПАО «ЛУКОЙЛ» и башкирской группы заводов ПАО «НК «Роснефть». Как известно, ПАО «ЛУКОЙЛ» официально объявило о завершении основного этапа модернизации и не планирует масштабных проектов в ближайшее время.
Заметим, что изменение внешних и внутренних экономических факторов и вызовов постоянно заставляет совершенствоваться и искать новые направления повышения эффективности предприятий. Суммарные инвестиции в нефтепереработку в процессе модернизации составили около 1500 млрд руб. (рис. 3). При этом после 2015 г. мы имеем существенное снижение вложений и, как следствие, замедление темпов модернизации второго этапа. В 2017-м, по данным Минэнерго России, инвестировано компаниями в нефтеперерабатывающую промышленность – 190,4 млрд руб.
Вместе с тем, несмотря на сложную экономическую ситуацию и благодаря, в том числе, модернизации, на российских НПЗ произошли существенные структурные изменения. За 10 лет в 1,1 – 1,2 раза увеличились мощности процессов каталитического риформинга и гидроочистки топлив, почти в 3 раза увеличились мощности процессов гидрокрекинга и алкилирования, в 1,5 – 2 раза – мощности процессов переработки тяжелого сырья и появились мощности совершенно нового для российских НПЗ процесса – гидрооблагораживания бензина каталитического крекинга без потери октанового числа (табл. 3).
В 2017 г., несмотря на то что темпы реализации программы модернизации резко снизились, были построены установки каталитического риформинга и изомеризации на ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез», установки гидроочистки бензина и изомеризации на АО «Газпромнефтехим Салават», а также проведены реконструкции установки каталитического крекинга на АО «Московский НПЗ» и установки гидроочистки дизельного топлива на АО «РНПК». Сроки ввода в эксплуатацию установки по производству бензина (КУПВБ) на АО «Антипинский НПЗ», в состав которой входит установка гидроочистки бензина, каталитического риформинга и изомеризации, перенесены на 2018 г. Однако данный комплекс не входит в перечень проектов программы модернизации четырехстороннего соглашения.
Многие проекты, заявленные компаниями к реализации во втором этапе программы модернизации, перенесены на 2021 – 2027 гг. Вместе с тем установка изомеризации и каталитического риформинга на АО «ТАНЕКО» предполагается к вводу не в 2020 г., в соответствии с программой модернизации, а в 2018 г. В стадии пуска-наладки находится комплекс глубокой переработки нефтяных остатков на АО «ТАИФ-НК».
Хотелось бы обратить внимание на планируемый ввод большого количества установок гидрокрекинга на предприятиях России, что при существенных затратах неминуемо вызовет, с одной стороны, переизбыток дизельного топлива, а с другой – позволит увеличить количество компонентов, которые могут быть использованы при приготовлении судового топлива с низким содержанием серы.
К основным проблемам модернизации нефтепереработки и внедрения современных технологий и инноваций в России можно отнести сокращение капитальных вложений в нефтепереработку и нефтехимию, замедление программы модернизации и перенос сроков ввода установок глубокой переработки углеводородного сырья, необходимость развития внутреннего рынка потребления нефтепродуктов и ориентирование нефтепереработки на производство сырья для нефтехимии.
Такие перекосы в сторону тех или иных процессов на НПЗ свидетельствуют о необходимости усиления четкости в управлении стратегией развития отрасли в целом и, несмотря на наличие различных комиссий и групп, создания структуры координации технологического и инновационного развития нефтяных компаний на государственном уровне. В настоящее время каждая компания преследует, прежде всего, свои коммерческие интересы, о чем свидетельствуют, например, планы существенного роста мощностей по гидрокрекингу и недостаточное увеличение мощностей по алкилированию, специализированному коксованию или производству сырья для нефтехимических процессов.
В России в последние годы наблюдается активное внедрение новых инновационных проектов, в том числе в рамках программы импортозамещения [5]. К самым интересным российским и зарубежным технологиям, которые были недавно внедрены или находятся на стадии промышленной реализации, можно отнести следующие проекты:
– изомеризацию легких бензиновых фракций по технологии Изомалк 2 (ПАО «НК «Роснефть», ОАО «ТАИФ-НК», АО «Газпромнефть-ОНПЗ», ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез», ОАО «Славнефть–ЯНОС»; ОАО «Орскнефтеоргсинтез»);
– технологию каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора, разработки НПП «Нефтехим» (установка проектируется ООО «Ленгипронефтехим», предварительно предполагается внедрение на Ильском НПЗ);
– алкилирование изобутана олефинами на твердом катализаторе (разработка ИНХС РАН имени А.В. Топчиева, опытная установка построена при участии ПАО «Газпром Нефть»);
– гидроочистку бензина каталитического крекинга (зарубежные технологии: ООО «ЛУКОЙЛ – Нижегороднефтеоргсинтез», АО «Газпромнефть-–МНПЗ», АО «Славнефть–ЯНОС», АО «Газпромнефть–ОНПЗ», Филиал ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть – УНПЗ»; российская технология: ОАО «ТАИФ-НК»);
– гидроочистку дизельного топлива с гидроизодепарафинизацией (технология ExxonMobil, АО «Ангарская НХК»);
– гидроочистку тяжелого газойля коксования (технология Axens, АО «ТАНЕКО);
– замедленное коксование (ООО «ЛУКОЙЛ–Пермнефтеоргсинтез», ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть–Новойл», ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть–Уфанефтехим», АО ТАНЕКО»);
– производство коксующей добавки (российская технология, ПАО АНК «Башнефть», ООО «ЛУКОЙЛ–Пермнефтеоргсинтез»);
– гидроконверсию тяжелых остатков на наноразмерных катализаторах (технология ИНХС РАН имени А.В. Топчиева, опытно-промышленная установка на АО «ТАНЕКО»);
– комплекс глубокой переработки тяжелых остатков VCC (технология KBR, ОАО «ТАИФ-НК»);
– производство катализаторов каталитического крекинга, гидроочистки и гидрокрекинга (разработка ИК СО РАН, ИППУ СО РАН, АО «Газпромнефть–Омский НПЗ»).
– комбинированная установка переработки нефти «Евро+» (зарубежные технологии, АО «Газпромнефть-МНПЗ»);
– гидрокрекинг для производства дизельного топлива и авиакеросина и масел III группы (ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез», ООО «ЛУКОЙЛ–Волгограднефтепереработка», АО «ННК-Хабаровский НПЗ», АО «ТАНЕКО»).
Такие установки и процессы никогда не были ранее внедрены на отечественных предприятиях, каждый из них характеризуется использованием определенных инноваций. Три из представленных здесь технологии получили статус «национальные проекты» – гидроконверсия, производство отечественных катализаторов и риформинг с непрерывной регенерацией. За последние годы созданы и внедрены в промышленность новые высокоэффективные катализаторы и технологии, отвечающие требованиям времени и пользующиеся спросом не только на российском рынке. Можно констатировать, что в настоящее время формируется отечественный рынок разработок катализаторов и каталитических процессов, характеризующихся высоким научно-техническим уровнем.
Таким образом, к основным проблемам модернизации нефтепереработки и внедрения современных технологий и инноваций в России можно отнести сокращение капитальных вложений в нефтепереработку и нефтехимию, замедление программы модернизации и перенос сроков ввода установок глубокой переработки углеводородного сырья, необходимость развития внутреннего рынка потребления нефтепродуктов и ориентирование нефтепереработки на производство сырья для нефтехимии.

Литература

1. В.М. Капустин, Е.А. Чернышева, О роли российских компаний в модернизации нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности // Химическая техника. 2015. № 8. С. 5–7.
2. [Электронный ресурс] https://minenergo.gov.ru/press/doklady (дата обращения: 10.04.2018).
3. [Электронный ресурс] http://tass.ru/ ekonomika/4855275 (дата обращения: 12.04.2018).
4. [Электронный ресурс] http://ac.gov.ru/files/publication/a/15796.pdf (дата обращения: 06.04.2018).
5. Е.А. Чернышева, Современное состояние и перспективы развития нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий России // Насосы и оборудование. 2017. № 1–2. С. 12–16.

References

1. V.M. Kapustin, E.A. Chernysheva, O roli rossijskih kompanij v modernizacii neftepererabatyvayushchej i neftekhimicheskoj promyshlennosti [On the role of Russian companies in the modernization of the refining and petrochemical industry]. Himicheskaya tekhnika [Chemical technology], 2015, no. 8, pp. 5–7.
2. https://minenergo.gov.ru/press/doklady (accessed 10.04.2018).
3. http://tass.ru/ekonomika/4855275 (accessed 12.04.2018).
4. http://ac.gov.ru/files/publication/a/15796.pdf (accessed 06.04.2018).
5. E.A. Chernysheva Sovremennoe sostoyanie i perspektivy razvitiya neftepererabatyvayushchih i neftekhimicheskih predpriyatij Rossii [Current state and prospects of development of oil refining and petrochemical enterprises in Russia]. Nasosy i oborudovanie [Pumps and equipment], 2017, no. 1–2, pp. 12–16.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Чернышева Е.А.

    Чернышева Е.А.

    к.х.н., доцент, профессор, заместитель заведующего кафедрой технологии переработки нефти

    РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

    Просмотров статьи: 1038

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru