Нефтепереработка: а воз и ныне там. Журнал переработка нефти


Спрос рождает переработку – Журнал «Сибирская нефть» — ПАО «Газпром нефть»

Первые попытки получить из нефти новые продукты человечество предприняло около 5 тыс. лет назад. За всю долгую историю нефтепереработки цели таких преобразований были самые разнообразные — от научного любопытства до п олучения нового оружия и горючих материалов. Сегодня сложно найти сферу промышленности, в которой не задействованы в том или ином виде нефтепродукты, но еще сложнее предсказать, где они окажутся востребованными завтра

Первым нефтепереработчиком смело можно назвать природу, предоставившую в распоряжение человека такой продукт, как асфальт. Асфальт, образовывавшийся в результате химического и биохимического окисления и испарения легких нефтяных фракций на поверхности «нефтяных озер» — просочившихся наружу залежей нефти, — оказался отличным строительным материалом. В Древнем Египте и Вавилоне, Китае и Греции с его помощью укрепляли стены амбаров и крепостей, использовали для гидроизоляции, а в Средние века, пока европейцы экспериментировали с «горной смолой» при изготовлении красок, инки строили асфальтовые дороги.

Сложно сказать, когда именно человек попытался собственноручно получить из нефти нечто новое, но историки предполагают, что процесс дистилляции был известен еще древним цивилизациям и точно использовался алхимиками уже в I тысячелетии до н. э. А значит, сырьем для этих процессов могла служить и нефть. В любом случае тогда применение получавшегося в результате примитивной перегонки продукта было ограничено его очевидными свойствами — он неплохо горел — и свойствами предполагаемыми: вплоть до XIX века нефтяные дистилляты широко применялись в аптекарском деле в качестве заживляющего, болеутоляющего и любого другого чудодейственного средства.

Говорить же о более-менее серьезной промышленной перегонке нефти с целью получения конкретных нефтепродуктов можно лишь начиная с середины XIX века.

Киросиновый век

В России первооснователем нефтепереработки принято считать архангельского рудоискателя Федора Прядунова, пытавшегося «двоить» (то есть перегонять) нефть в коммерческих целях еще в 1745 году. Прядунов организовал небольшой завод по добыче нефти под Ухтой, где из-под земли били настоящие нефтяные ключи и добыча не требовала больших усилий. Полученную нефть он отвозил в Москву, перегонял в лаборатории Берг-коллегии, а керосиноподобный продукт пытался продавать в аптеки. По разным причинам бизнес Прядунова не пошел. Более удачливыми оказались крепостные крестьяне бра- тья Дубинины, построившие нефтеперегонный куб — первую промышленную установку для дистилляции нефти, сведения о конструкции которой были задокументированы и дошли до наших дней. Хотя свою «белую нефть» братья продавали не только аптекам, но и в качестве продукта для освещения, в мировом масштабе начало нефтепереработки принято отсчитывать с момента целенаправленного выделения из нефти керо- синовых фракций.

Керосинки оставались одним из популярных осветительных приборов в России вплоть до 60-х годов XX века

Примерно половина всей энергии, потребленной человечеством на протяжении последних 2000 лет, приходится на XX столетие. Среднее энергопотребление на человека составляет 2,5–3 т н. э. в год. При этом в экономически развитых странах эта цифра может быть в 4 раза выше.

Спрос определяет предложение — к середине XIX века для всех крупных городов остро встал как раз вопрос освещения улиц и домов. До тех пор в лам- пах и уличных фонарях использовали различные жиры (в том числе и китовый жир, добыча которого обошлась человечеству значительным сокращением популяции китов) или так называе- мое осветительное масло — смесь газов, получающуюся при сжигании каменного угля. Иногда в качестве светильного масла применяли и нефтяные дистилляты, но они сильно коптили, как и сама сырая нефть.

Хотя патент на керосин принадлежит вполне конкретному человеку — канадскому химику Абрахаму Гезнеру, а получил он это прозрачное жидкое топливо, которое хорошо горело и мало дымило, из каменного угля, здесь стоит говорить скорее о логичном стечении многих факторов, чем о случайном изобретении. В 1840–50-х годах в Америке были открыты значительные месторождения нефти. Добыча нового ископаемого требовала рынков сбыта, а тогдашних представлений о химических и физических свойствах жидких углеводородов было достаточно, чтобы быстро найти им достойное применение. Идея извлечения из нефти керосиновых фракций витала в воздухе и была реализована учеными и инженерами во многих странах. Очень быстро керосин стал движущей силой нарождавшейся нефтеперерабатывающей промышленности.

К началу XX века технологии переработки заметно усовершенствовались, а значительный вклад в развитие индустрии в тот период внесли российские ученые, инженеры, предприни? матели и изобретатели. В частности, Дмитрий Менделеев обосновал возможность получения из мазута минеральных смазочных масел перегонкой в вакууме или с водяным паром, а изобретатель Виктор Рагозин в полной мере реализовал его идеи на практике. В Российской империи появилась и первая многокубовая установка для непрерывной перегонки нефти и дистилляции нескольких различных нефтяных фракций — на заводе Товарищества нефтяного производства братьев Нобель, крупнейшей по тем временам «вертикально интегрированной» отечественной нефтяной компании, разрабатывавшей бакинские месторождения.

Следующим витком развития нефтепереработка обязана появлению бензинового двигателя внутреннего сгорания (ДВС), до сих пор остающегося одним из главных отраслевых драйверов роста.

Двигатель рынка

Вообще-то сам ДВС был изобретен еще в 1807 году и в течение XIX века претерпевал различные усовершенствования. Но первые модели двигателя работали на газе, а заслугу появления в 1880-ых годах бензинового прототипа современных ДВС приписывают сербскому изобретателю Огнеславу Костовичу, жившему и работавшему в России. Впрочем, мировая история отдает предпочтение немецким инженерам, чьи имена до сих пор на слуху, — Готтлибу Даймлеру и Вильгельму Майбаху. Они не просто сконструировали легкий бензиновый карбюратный двигатель, но и сумели наладить производство автомобилей.

Первенство открытия крекинг-процесса оспаривали многие инженеры, но в 1923 году международный патентный суд в Гааге признал инженера Владимира Шухова и его помощника Гаврилова единственными изобретателями термического крекинга. Свою установку Шухов запатентовал еще в 1891 году.

Так или иначе, но на заре XX века автомобили начали свое триумфальное шествие по планете, а с ними стремительно рос и спрос на бензин. По своему молекулярному составу бензин — это более легкая углеводородная фракция, чем керосин. Изначально при производстве керосина ее утилизировали как ненужный остаток. По мере же востребованности бензина стало ясно, что объемов получающейся после прямой перегонки нефти бензиновой фракции недостаточно, чтобы удовлетворить растущий спрос. К тому же качество прямогонного бензина оставляло желать лучшего. Нефтеперерабатывающая промышленность вплотную подошла к необ- ходимости первой качественной модернизации производства и появлению новых технологических процессов.

Индекс Нельсона

Мировые тенденции, касающиеся углубления нефтепереработки, легко проследить на примере индекса Нельсона — показателя, который оценивает сложность производства. Индекс иллюстрирует уровень развития мощностей вторичной переработки по сравнению с первичной мощностью дистилляции. Для расчета индекса оборудованию по перегонке сырой нефти присваивают коэффициент 1, а все остальные установки сравнивают с ним по сложности и стоимости. Например, установка каталитического крекинга имеет коэффициент, равный 4, то есть она в четыре раза сложнее, чем установка для перегонки сырой нефти при той же производительности.

Суммируя значения сложности, присвоенные каждой единице оборудования, определяют сложность НПЗ по индексу сложности Нельсона. К 2015 году средний индекс Нельсона для американских НПЗ составлял порядка 12 единиц, для европейских и азиатских — около 8, а для лучших заводов, напри- мер НПЗ в индийском Джамнагаре — 14. По прогнозам экспертов, в ближайшем будущем смогут выжить только заводы, имеющие индекс Нельсона не ниже 10, а новые производства изначально будут иметь сложность около 15 единиц.

Таким процессом, позволившим вырабатывать достаточное количество качественного бензина, стал сначала термический, а потом и каталитический крекинг, то есть расщепление сложных молекул на более простые или превращение тяжелых нефтяных фракций в легкие под воздействием высокой температуры и под давлением. В открытие крекинг-процесса значительный вклад внесли российские инженеры и ученые. Так, например, известный инженер Владимир Шухов еще в 1891 году запатентовал установку непрерывного термического крекинга, но до ее промышленного воплощения тогда так и не дошло. Зато двадцать лет спустя, в начале бензинового бума, патент на крекинг-процесс получил американский инженер Уильям Бартон, первый президент компании «Стандард Ойл Индиана» — одного из филиалов знаменитой империи Рокфеллера. Компания быстро монополизировала производство бензина по методу Бартона, сметая с рынка мелких конкурентов, а заодно развязав патентную войну. Первенство открытия крекинг-процесса оспаривали многие инженеры, но в 1923 году международный патентный суд в Гааге все же признал инженера Шухова и его помощника Гаврилова единственными изобретателями термического крекинга.

Впрочем, к тому времени США уже значительно обгоняли остальные страны по объемам переработки нефти с помощью термического крекинга. А в 1930-е годы процесс был усовершенствован: для его ускорения и повышения эффективности стали использовать катализаторы. Термический, а затем каталитический крекинг определили дальнейший вектор развития нефтепереработки — сегодня она немыслима без процессов, связанных с расщеплением тяжелых молекул углеводородов на более легкие.

Глубокий подход

Современный нефтеперерабатывающий завод можно сравнить с гигантской кухней: на территории, порой занимающей не одну тысячу гектаров, располагаются огромные котлы-установки, перерабатывающие миллионы тонн нефти в год и позволяющие выпускать несколько десятков различных «блюд». Если отвлечься от лирики, то в последние десятилетия в мире прослеживается четкая тенденция на укрупнение среднего размера НПЗ, на увеличение сложности предприятия и, соответственно, глубины переработки. Впрочем, разброс значений довольно велик: мощность самого крупного в мире завода в Джамнагаре (Индия) составляет 70 млн тонн н. э. в год, а среднемировой размер НПЗ — всего около 7 млн тонн. Существенно может варьироваться и коэффициент, отражающий глубину переработки нефти. В лидерах здесь США, где средняя глубина переработки порядка 95%, а на некоторых производствах показатель достигает и 98%. В Рос- сии дела обстоят гораздо хуже: средний показатель для отечественных НПЗ — 72%, лучшие заводы, к которым относятся и предприятия «Газпром нефти», дают 80–85%.

95% средняя глубина переработки нефти в США. Средний показатель для от ечественных НПЗ — порядка 72%, на заводах «Газпром нефти» он достигает 85%

Тенденция на углубление переработки характерна для НПЗ во всем мире. Это связано с перманентно уменьшающимся спросом на мазут, представляющий собой тяжелые остатки переработки нефти и нефтепродуктов, и все возрастающим спросом на высококачественный бензин и дизельное топливо. В частности, именно бурный рост в США автопарка и, как следствие, спроса на бензин привели в свое время к углублению процессов вторичной переработки на местных НПЗ. В то же время СССР с успехом использовал мазут в качестве топлива на ТЭЦ и отправлял его на экспорт, что привело к значительному отставанию во внедрении сложных вторичных процессов.

Вплоть до 2002 года на российских заправках можно было купить этилированный бензин, запрещенный сегодня в связи с новыми экологическими стандартами

Еще одним стимулом к развитию и модернизации НПЗ служит повсеместное ужесточение экологических требований к товарным бензинам, а также постоянное усовершенствование автомобильных двигателей, способствующее росту спроса на высокооктановое топливо. Все это влечет за собой необходимость внедрять в производство процессы гидроочистки и гидрокрекинга, позволяющие получать высококачественные высокооктановые бензины с минимальным содержанием серы. По прогнозам экспертов, в ближайшие пять лет на гидроочистку и гидрокрекинг придется более 50% всех вводимых вторичных процессов в мире, при этом максимальный прирост мощностей будет касаться именно гидроочистки, — процесса, отвечающего в первую очередь за чистоту получаемого продукта.

Что же касается перспектив долгосрочного развития отрасли, то нынешним предметом спора ведущих экспертов стал вопрос, сохранят ли через 15–20 лет бензин и дизельное топливо свои доминирующие позиции на рынке или уступят место альтернативным источникам энергии. «Существует масса факторов, которые могут повлиять на спрос на бензин и дизтопливо в будущем, — констатирует руководитель направления по связям с научно-исследовательскими и образовательными учреждениями «Газпром нефти» Дмитрий Кондрашев. — Но как бы там ни было, у нефтепереработки остается еще одно важнейшее направление, спрос на которое будет только расти, — нефтехимия». Именно нефтехимическая промышленность, по прогнозам, сможет поддержать отрасль при любом развитии событий: в отличие от альтернативных топлив, речи об альтернативных пластиках сегодня практически не ведется, в то же время продукция нефтехимии все более совершенствуется, занимает новые ниши и находит новые применения в огромном количестве областей.

Еда из нефти

Образ синтетической еды, сделанной из нефти, часто можно встретить в научно-фантастической литературе. И хотя еды, полученной в процессе переработки нефти, пока не существует, углеводороды вот уже больше 50 лет используются при производстве пищевых продуктов. Речь идет о белке, лежащем, как известно, в основе любого здорового рациона. О получении белка искусственным путем задумались еще во времена Первой мировой войны в Германии. В качестве поставщика такого белка могли бы выступить одноклеточные организмы. Тогда была разработана технология культивирования пивных дрожжей, которые после обработки и высушивания добавляли в супы и колбасы.

В 1960-е годы ученые вплотную занялись изучением питательных сред для одноклеточных организмов, преимущественно дрожжей. В ходе экспе риментов была выявлена возможность продуктивно использовать для выращивания колоний микроорганизмов углеводороды. В результате заводы по производству синтетического белка были построены в Европе, Японии, СССР. К началу 1980?х 12 советских биохимических заводов выпускали около 1 млн тонн микробного белка, что составляло 2/3 от общемирового объема производства белковых концентратов. Белок получали из дрожжеподобных грибов семейства Candida, выращенных на отходах нефтепереработки, либо из бактерий Methylococcus capsulatus, предпочитавших метан. Обычно синтетический белок использовали в качестве пищевой добавки в сельском хозяйстве, но на прилавках советских магазинов можно было встретить и «черную икру, сделанную из нефти».

www.gazprom-neft.ru

Рынок ждет – Журнал «Сибирская нефть» — ПАО «Газпром нефть»

До последнего времени рынок катализаторов вторичных процессов нефтепереработки был «пасынком» отрасли — при всей востребованности продукта об активном развитии отечественного производства речь не шла. Серьезным стимулом к изменению ситуации в ближайшее время может стать общероссийская программа модернизации НПЗ

Рыночное движение

Проблема необходимости увеличения глубины переработки нефти в России назрела давно — по этому показателю страна существенно отстает от среднемирового уровня. К примеру, в Европе уже сейчас средняя глубина переработки достигает 80-85% (а показатели лучших производств превышают 90%), у нас же пока только 70%. Нефтеперерабатывающих заводов, сравнимых по глубине с эффективными западными заводами, в России единицы, в их числе и Омский НПЗ.

Основная причина, подтолкнувшая в свое время западные страны к соответствующей недешевой модернизации нефтеперерабатывающих производств, — рост спроса на моторное топливо, а затем и ужесточение экологических норм. В России с запозданием развивался авторынок, вопросам экологии долгое время уделялось минимальное внимание, соответственно, инвестиции в развитие НПЗ практически не вкладывались, что привело к значительному технологическому отставанию отрасли. Однако в последние годы ситуация кардинально изменилась — в 2011 году было подписано четырехстороннее соглашение между крупнейшими нефтяными компаниями, Федеральной антимонопольной службой, Ростехнадзором и Росстандартом о глобальной реконструкции и модернизации ведущих НПЗ страны. Выполнение этого соглашения должно обеспечить к 2020 году рост средней по стране глубины переработки до 85%. Выдерживать сроки модернизации нефтяников заставляет Технический регламент, согласно которому уже с 1 января 2016 года должно выпускаться только топливо высшего — 5-го класса. Впрочем, и сами рыночные реалии, в первую очередь рост спроса на светлые нефтепродукты высокого качества, способствуют реализации программ, направленных на повышение глубины переработки.

Среди процессов вторичной переработки нефти, которые должны обеспечить необходимое развитие производств — каталитический крекинг, гидрокрекинг и гидроочистка. Эксперты прогнозируют, что к 2020 году суммарные мощности каждого из этих процессов на отечественных НПЗ вырастут на 30-40%, а гидрокрекинга и вовсе в 2,5 раза. Соответственно, вырастет и емкость рынка катализаторов этих процессов. А высокий уровень модернизированного оборудования ограничит спрос в этом сегменте только высокотехнологичной продукцией.

Анализ внешнего спроса: доля импорта и структура потребления

Фактор спроса

Значение качества катализаторов для процессов вторичной переработки нефти трудно переоценить. При стоимости в доли процента от общей стоимости конечного продукта переработки некачественный катализатор способен привести к остановке производства на длительный срок и, значит, к многомиллионным убыткам. Именно поэтому в свое время иностранные производители без особых проблем заняли значительную долю российского рынка — известные бренды гарантировали качество и продукта, и сервиса. Сегодня на импортные поставки приходится около 70% общего объема катализаторного рынка, основные доли которого принадлежат таким мировым гигантам, как Grace (32%), BASF (15%) и Albemarle (7%). Главные российские игроки — катализаторное производство «Газпром нефти» и Салаватский катализатор-ный завод смогли отвоевать лишь по 12% рынка (данные на 2012 год). При этом ряд катализаторов, например, гидроочистки, гидрокрекинга, гидродепарафинизации либо вовсе не производятся в России, либо их характеристики не позволяют обеспечить получение топлива 5-го экологического класса.

Пока отечественная переработка, по большому счету, оставалась на уровне, достигнутом еще в 70-80-е годы прошлого века, такое положение дел не было особо критичным. Создание собственных катализаторов, способных конкурировать с лучшими импортными образцами, дело затратное, требующее участия не только бизнеса, но и государства. Это тот случай, когда купить и внедрить в производство готовое решение практически невозможно, — никто не станет помогать конкурентам. А значит, необходимы значительные инвестиции уже начиная со стадии НИОКР, за которыми последуют вложения в оборудование, технологии, маркетинг, развитие сервисного обслуживания — во все то, без чего невозможно выиграть конкурентную борьбу на таком специфическом «узком» рынке. «Для создания конкурентоспособных отечественных катализаторов необходимо проведение всесторонних научных исследований, — прокомментировала ситуацию менеджер актива блока логистики, переработки и сбыта „Газпром нефти“ Ирина Резниченко. — Промышленная реализация научных разработок требует существенных инвестиций от бизнеса. В то же время при выходе на рынок может понадобиться помощь государства в части стимулирования покупки продукции российского производства».

Тем не менее растущий спрос на высококачественное топливо вносит свои коррективы в общее положение дел. При прогнозируемом увеличении мощностей процессов вторичной переработки суммарная потребность в соответствующих катализаторах возрастет примерно в два раза. А это уже солидные объемы, способные окупить инвестиции в полномасштабное производство. «Для „Газпром нефти“ вложения в разработку и выпуск катализаторов — это возможность и решить вопрос импортозамещения, и создать в компании новое эффективное направление бизнеса», — считает Ирина Резниченко.

Анализ внешнего спроса: ключевые потребители
Анализ внутреннего спроса

Инфографика: Рамблер Инфографика / Татьяна Удалова

Модельный ряд

Сегодня «Газпром нефть» — единственная нефтяная компания в СНГ, обладающая собственным производством катализаторов каталитического крекинга. Мощность катализаторной фабрики, расположенной на Омском НПЗ, — 3 тыс. тонн катализатора в год. Этого достаточно, чтобы обеспечить две установки каткрекинга на ОНПЗ и одну на московском заводе компании.

Если же говорить о перспективах, то в свете запланированного увеличения глубины переработки к 2020 году потребность нефтеперерабатывающих производств «Газпром нефти» в катализаторах каткрекинга увеличится до 4,1 тыс. тонн в год, а всего российского рынка — примерно до 14,5 тыс. тонн с нынешних 9 тыс. тонн в год. Чтобы удовлетворить растущий спрос собственных заводов уже необходимы модернизация и расширение мощностей катализаторного производства. В свою очередь, выпуск значительных объемов катализаторов даст возможность «Газпром нефти» выйти на российский рынок с полноценным предложением.

А предложить есть что — обновление «модельного ряда» катализаторов на ОНПЗ происходит каждые четыре года. С 2010 года здесь выпускаются марки бицеолит-ного катализатора каткрекинга, разработанного технологами завода совместно с учеными Института проблем переработки углеводородов Сибирского отделения РАН. При создании этого продукта удалось разрешить серьезное противоречие — увеличить выход бензина при одновременном повышении октанового числа. По качеству, подтвержденному независимыми испытаниями, омские катализаторы находятся на уровне лучших западных аналогов. В настоящее время проходит «обкатку» новая серия катализаторов — «Авангард» — обеспечивающих повышение показателя выхода светлых нефтепродуктов.

Впрочем, очевидно, что потеснить на рынке известные бренды будет непросто — в настоящее время доля импортных катализаторов каткрекинга составляет 68%. У «иностранцев» есть весомое преимущество — для отечественных потребителей это проверенные временем поставщики. И хотя тот факт, что заводы «Газпром нефти» работают на омских катализаторах, говорит сам за себя, в компании готовы к трудностям. «Мы не можем выходить на рынок с идеей, что наши катализаторы — не хуже, чем у конкурентов, — подчеркнула Ирина Резниченко. — Выиграть можно только в том случае, если они будут лучше. В то же время у нас есть хорошее подтверждение качества — опыт наших НПЗ. Мониторинг работы наших катализаторов на промышленных установках показывает их стабильно высокую эффективность».

Но продажи — это не только сам товар, это еще и цена, и сервис. И здесь «Газпром нефти» есть на что опереться. Конкурентная стоимость катализаторов для российского рынка обеспечивается за счет низких логистических затрат, отсутствия импортных пошлин, независимостью от обменных курсов. Что же касается сопровождения и сервиса, то на ОНПЗ накоплен большой опыт мониторинга эксплуатации катализаторов, а после модернизации производства появится возможность проведения испытаний катализаторов на сырье клиента на пилотных установках.

Гидропроцессы в перспективе

Достижение целевых показателей качества и глубины переработки невозможно без применения гидропроцессов. Для производства топлива «Евро-5» со сверхнизким содержанием серы (до 10 ppm) в технологическую цепь вводятся установки гидроочистки современного уровня. Второй процесс, обеспечивающий «качество и глубину», — гидрокрекинг. Модернизация установок гидроочистки и строительство установок гидрокрекинга на омском и московском заводах «Газпром нефти» к 2020 году выведет максимальную годовую потребность в катализаторах гидропроцессов на уровень 2,4 тыс. тонн. «Газпром нефть» уже инвестировала значительные средства в разработку собственных катализаторов гидроочистки и гидрокрекинга совместно с Институтом катализа Сибирского отделения РАН. Катализаторы прошли успешные испытания на пилотных установках института. В дальнейших планах — промышленные испытания.

Олег Белявский,генеральный директор «Газпромнефть-ОНПЗ»

Проблема производства катализаторов для различных процессов сегодня актуальна как никогда. В рамках программы модернизации российской нефтепереработки строятся новые установки крекинга, гидроочистки, депарафинизации, а значит, будет расти и рынок катализаторов. В соответствии с этим мы формируем свою стратегию развития этого направления.

В сегменте производства катализаторов каталитического крекинга мы сегодня первые на российском катализаторном рынке. Качество нашей продукции позволяет успешно соперничать с лучшими мировыми производителями. Но если собственными катализаторами каткрекинга компания обеспечена полностью, то в процессах гидроочистки мы сегодня в определенной степени зависим от иностранных производителей. Решить проблему позволит создание на Омском НПЗ технологической линии по производству нанесенных катализаторов гидроочистки. В результате появится возможность обеспечить заводы «Газпром нефти» такими катализаторами по себестоимости и сторонних потребителей — по договорным ценам.

Активно ведется разработка катализаторов и других процессов. Уже создан эффективный катализатор изодепарафинизации дизельных дистиллятов, применение которого позволяет повысить объем выпуска зимнего дизельного топлива. К октябрю 2015 года завод планирует провести разработку технологии получения высокоэффективных катализаторов нефтепереработки методом лазерного электродиспергирования, а также испытать их в процессах очистки газов от окиси углерода (дожига СО), гидроизодепарафинизации дизельного топлива, гидрирования олефинов.

Строительство собственного производства катализаторов гидропроцессов на ОНПЗ может не только полностью обеспечить потребности всех заводов «Газпром нефти», но и позволит компании стать активным игроком на рынке. По расчетам специалистов «Газпром нефти», задел для рыночной экспансии создаст производство 6 тыс. тонн катализаторов в год.

Поскольку модернизация затронет всю отечественную нефтепереработку, эксперты прогнозируют, что рынок катализаторов гидропроцессов в России к 2020 году вырастет более чем в два раза — до 7,5 тыс. тонн в год.

Если учесть планируемые объемы потребления ближайших соседей — Казахстана, Беларуси, Азербайджана, то цифра увеличится еще на 1,5-2 тыс. тонн. Таким образом, 6 тыс. тонн достаточно, чтобы занять примерно 50-60% российского рынка. В качестве конкурентов на котором, очевидно, будут выступать исключительно зарубежные игроки. Российские производители катализаторов гидроочистки сегодня занимают всего 10% рынка, причем их продукция не способна обеспечить выработку моторных топлив 5-го класса, а отечественных катализаторов гидрокрекинга и вовсе не существует. Дополнить катализатор-ный производственный комплекс «Газпром нефти» могут мощности по регенерации/реактивации катализаторов гидропроцессов. Прогнозируемая потребность в этих услугах также не может быть удовлетворена существующими российскими установками в полной мере.

Таким образом, создание полномасштабного производства катализаторов трех главных вторичных процессов нефтепереработки — позволит не только получать экономический эффект за счет использования собственного высококачественного продукта, но и занять новую рыночную нишу и, что немаловажно, сдерживать ценовые амбиции известных брендов, диктующих сегодня свои условия. Хотя, безусловно, на легкую победу рассчитывать не приходится.

Мощности производства основных мировых производителей катализаторов

www.gazprom-neft.ru

Мягкая утилизация – Журнал «Сибирская нефть» — ПАО «Газпром нефть»

Попутный нефтяной газ (ПНГ) — ценное сырье, но во многих случаях он становится для нефтяных компаний источником проблем. Отправлять его на переработку с удаленных и небольших месторождений дорого, а сжигание наносит вред окружающей среде. Одно из решений — превращать тяжелые углеводороды ПНГ в метан, который можно транспортировать вместе с природным газом или использовать для генерации электроэнергии и тепла. Испытания такой технологии успешно прошли на Крапивинском месторождении «Газпромнефть-Востока» в Омской области

Сложный газ

ПНГ состоит из множества компонентов, которые можно разделить на две фракции. Одна из них — это сухой отбензиненный газ (СОГ), преимущественно метан, который может транспортироваться с месторождения по газопроводу вместе с природным газом. Вторая — широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), включающая этан, пропан, бутан и другие высшие гомологи метана. ШФЛУ, в свою очередь, может быть подвергнута дополнительному фракционированию с получением стабильного газового бензина и пропан-бутановой фракции (ПБФ).

Все это востребованные продукты, реализация которых делает переработку ПНГ вполне рентабельной. Однако на многих удаленных или малодебитных месторождениях возможность вывезти ШФЛУ или ПБФ просто отсутствует. Автомобили на такие активы могут доехать только несколько месяцев в году — когда работают зимники, а строительство дополнительной трубопроводной инфраструктуры может значительно ухудшить экономику месторождения или вовсе сделать его эксплуатацию убыточной.

Сжигание ПНГ — самое простое, но и самое плохое решение. Факелы наносят вред окружающей среде, ценное сырье растрачивается впустую. К тому же использование такого метода утилизации чревато большими штрафами для нефтяников: плата за ненормативное сжигание ПНГ на факелах была существенно увеличена в 2013 году.

Максим Мишарин,заместитель начальника департамента развития газового бизнеса «Газпром нефти»

Технология мягкого парового риформинга перспективна на удаленных месторождениях, когда вывоз ШФЛУ или СПБТ экономически нецелесообразен, при этом существует возможность реализовывать дополнительные объемы метана на рынок или на собственные нужды. Там, где нехватку газового топлива на энергокомплексе приходится компенсировать дизельным топливом, как в случае Крапивинского месторождения, установка окупится достаточно быстро.

В некоторых случаях ПНГ закачивают в пласт. Это поддерживает пластовое давление и увеличивает нефтеотдачу, однако требует применения дорогостоящего оборудования и технически сложной подготовки ПНГ. Кроме того, этот способ утилизации лишь отодвигает решение проблемы на более поздний срок, поскольку значительная часть закачанного в пласт газа все равно окажется на поверхности вместе с добытой нефтью.

Компактность и блочно-модульная конструкция установки для риформинга делает ее удобной для использования на отдаленных месторождениях

Газ можно использовать и в качестве топлива для выработки электроэнергии прямо на промысле. Но использование жирного ПНГ без соответствующей подготовки на газотурбинных и газопоршневых электростанциях, рассчитанных на природный газ, понижает эффективность их работы и может привести к преждевременному выходу из строя энергоагрегатов. Решить эти проблемы на многих месторождениях может технология мягкого парового риформинга.

Переработка и использование ПНГ на месторождении

В щадящих условиях

Мягкий паровой риформинг — технология, позволяющая преобразовать содержащуюся в попутном нефтяном газе ШФЛУ в газовую смесь, состоящую примерно на 90% из метана. Процесс протекает на никельсодержащем катализаторе. В результате образуется также некоторое количество углекислого газа и водорода.

Сама технология известна давно, однако ранее она использовалась исключительно как часть процесса газохимического производства или как источник дешевого водорода. Отдельные установки для риформинга, которые можно было бы использовать для переработки ПНГ на месторождении, появились на рынке лишь недавно. В 2014 году во многом уникальное решение было предложено российской компанией «Би Ай Технолоджи», дочерней структурой Института катализа им. Г.К.Борескова Сибирского отделения Российской академии наук, где ранее был разработан процесс мягкого парового риформинга (МПР).

«Идея о том, чтобы превратить нестабильные жидкие углеводороды в продукт, который может быть выведен на рынок с минимальными затратами, возникла давно, — рассказал начальник управления поддержки проектов развития газового бизнеса „Газпромнефть НТЦ“ Радий Янышев. — Было много предложений, однако все прочие варианты требуют намного более сложных и дорогостоящих технологических решений, а также иных компетенций персонала на месторождении».

Юрий Аристович,генеральный директор компании «БИ АЙ Технолоджи»

В отличие от природного газа, основной компонент которого — метан, ПНГ без соответствующей подготовки не может применяться в качестве топливного газа на газотурбинных и газопоршневых электростанциях. Из-за содержащихся в ПНГ высших гомологов метана происходит повышенное сажеобразование, местные перегревы, отложение нагара в цилиндрах двигателя, вибрационное горение, что приводит к неэффективной работе энергоагрегатов и в конечном счете к их преждевременному разрушению. Учитывая, что стоимость ремонта энергоагрегата может достигать 50–70 % от его первоначальной цены, использование неподготовленного ПНГ в качестве газомоторного топлива хоть и снимает проблему его утилизации, но сопряжено с неприемлемо высокими финансовыми и производственными издержками.

«Мягкость» процесса определяется в первую очередь более низкими температурами в реакторе — 250—350°C, в зависимости от состава исходного сырья и требуемого результата конверсии. На газохимических производствах риформинг проходит при температуре около 550°C, соотношение водяного пара и углерода в смеси также отличается.

Испытыния на промысле

После ознакомления с технологией в «Газпром нефти» было принято решение провести опытно-промышленные испытания (ОПИ) установки МПР на Крапивинском месторождении в Омской области, куда была доставлена блочно-модульная установка производительностью 300 кубометров газа в час. Первый запуск провели в сентябре 2015 года, но в конструкции установки тогда были выявлены недочеты. Повторные испытания состоялись в декабре, и на этот раз все прошло успешно. Технология показала свою надежность, способность адаптироваться к разнообразным условиям на месторождениях, возможности изменения параметров процесса для широкого диапазона нагрузок и состава ПНГ.

Особенность Крапивинского месторождения состоит в том, что газа там не много, и весь он утилизируется на энергокомплексе. Более того, добываемого газа недостаточно, поэтому топливо для выработки электроэнергии приходится закупать на месторождение дополнительно. Технология МПР позволяет не только превратить проблемные углеводороды в метан, но и увеличить объемы топлива. Так, из одного кубометра этана получается два кубометра метана, а из пропана — уже три. Испытания показали, что применение мягкого парового риформинга позволяет увеличить объем газа почти на 30%.

По результатам ОПИ был сделан вывод, что на удаленных и малодебитных месторождениях мягкий паровой риформинг может стать удачным решением. Применение МПР будет экономически оправданным и там, где есть возможность направить нормализованный газ в магистральный газопровод. В этом случае продукты риформинга необходимо дополнительно очищать от CO2, чтобы они соответствовали требованиям стандартов к качеству природного газа. Такой вариант использования технологии может быть в будущем применен на месторождении Новый Порт. Газа здесь много, и пока его планируют закачивать в пласт. Однако специалистам еще предстоит оценить, какая из технологий окажется в этом случае наиболее эффективной и рентабельной.

www.gazprom-neft.ru

Нефтепереработка и таможенное регулирование в России - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Oil processing and customs regulating in Russia

Новое отраслевое исследование Энергетического центра бизнес-школы СКОЛКОВО «Система «60-66-90-100» и сценарии развития нефтепереработки в России» активно обсуждается, начиная с февраля текущего года. Предметом анализа стало введение таможенного режима «60-66-90-100».И хотя авторы заявляют, что представляют лишь частное мнение и не претендуют на право рассмотрения высказанных предложений в качестве рекомендации к совершению каких-либо действий, мы сочли их позиции заслуживающими внимания. В редакционном материале познакомим читателей журнала с некоторыми положениями этого документа и приведем экспертные оценки авторов.

SKOLKOVO energy center’s survey formulates problems and possible development scenarios of Russian oil processing industry at various variants of the industry’s modernization and customs regulating.

Для обеспечения долгосрочного развития нефтегазовой отрасли необходима ясная стратегия, в которой должны быть заложены идеи для создания, употребим модное понятие, дорожной карты, определяющей маршрут движения вперед. На сегодня у нас есть только устаревшая Энергетическая стратегия России образца 2009 г. (на период до 2030 г.), по которой предполагается рост всех производственных показателей без какой-либо экономической базы – с нереалистичными параметрами. Например, по росту объемов добычи газа на шельфе и его экспорту, увеличению глубины переработки нефти до позиций, которых западные компании достигли еще 10 лет назад. Авторы исследования, представляющие Энергетический центр Московской школы управления СКОЛКОВО: директор Григорий Выгон, руководитель направления «Стратегия и развитие бизнеса» Антон Рубцов, главный экономист Сергей Ежов, аналитик Дарья Козлова, рассматривая новую таможенную политику государства, неожиданно для многих задаются вопросами: оптимальны ли планы модернизации российских НПЗ в условиях отсутствия долгосрочной стратегии развития отрасли и как они соотносятся с прогнозами предложения и спроса на конечную продукцию?

Система-компромисс

Немного о самой системе «60-66-90-100». «Ручное» управление налоговым режимом возникло как компромисс между нефтяными компаниями и различными федеральными органами исполнительной власти, расходящихся в воззрениях на перспективы развития отрасли. Суть введенной с 1 октября 2011 г. системы «60-66» – в выравнивании пошлин на нефтепродукты (60% – это коэффициент для расчета пошлины на нефть, 66% – уровень пошлины на нефтепродукты в процентах от пошлины на нефть). Однако на этот же период пришлась борьба за снижение цен на бензин и последующая борьба с дефицитом бензина. Поэтому пошлины были выравнены только на средние дистилляты и мазут, а пошлина на бензин была закреплена на повышенном уровне 90%. Чтобы создать еще больше стимулов для строительства углубляющих процессов, пошлина на мазут с 2015 г. увеличится до 100%. Таким образом, система «60-66» преобразовалась в систему «60-66-90-100». Авторы исследования считают, что введение таможенного режима «60-66-90-100» сыграло положительную роль в развитии нефтегазовой отрасли – позволило улучшить экономику нефтедобычи и запустить процесс модернизации нефтеперерабатывающей отрасли.Эксперты показывают эволюцию политики таможенного регулирования. Предыстория такова: «До 2003 г. пошлина на мазут составляла около 0,5 от пошлины на нефть, а пошлины на светлые нефтепродукты были на уровне 0,8 – 1,2 от пошлины на нефть. В конце 2003 г. пошлины на все нефтепродукты были выравнены на уровне 90% от экспортной пошлины на нефть. В 2005 г. была вновь введена дифференциация, в результате до 2011 г. пошлины на темные нефтепродукты составляли около 40%, а на светлые – около 72% от пошлин на нефть. Действовавшая система таможенных пошлин приводила к чрезмерному стимулированию роста первичной переработки нефти с увеличением объема экспорта нефтепродуктов, преимущественно высокосернистого мазута и газойля. В 2000 – 2010 гг. объем переработки нефти вырос на 80 млн тонн, а экспорт нефтепродуктов – на 60 млн тонн. При этом фактически отсутствовали экономические стимулы к модернизации мощностей переработки нефти из-за пониженной ставки пошлины на мазут» (рис. 1).

Рис. 1. Объем первичной переработки нефти и изменение экспортных пошлин

Источник: ЦДУ ТЭК, Энергетический центр бизнес-школы СКОЛКОВО

Таким образом, дифференциация ставок таможенных пошлин на нефть и нефтепродукты представляла собой, по сути, значительную субсидию нефтепереработке. Величина «субсидии», исходя из всего объема экспорта нефтепродуктов, доходила до 20 млрд долл. в год и увеличивалась при росте цены «Юралс» (рис. 2).

Рис. 2. «Субсидия» государства нефтепереработке за счет применения пониженных ставок экспортных пошлин на нефтепродукты

Источник: ЦДУ ТЭК, ЦБ РФ, ФТС, Энергетический центр бизнес-школы СКОЛКОВО

При значительной прибыли нефтепереработки это не привело к инвестиционным вложениям в отрасль. Стратегия большинства компаний заключалась в получении максимального денежного потока за счет дозагрузки простаивающих мощностей, а не модернизации процесса производства.Налоговая реформа с введением формулы «60-66» должна была повысить доходы нефтекомпаний от экспорта нефти и заставить их повышать глубину переработки. Если до 2011 г. стояла задача простой переработки нефти, то теперь стимулируется строительство комплексов гидрокрекинга, направленных на производство дизельного топлива. К дифференциалу между ценами на дизельное топливо и мазут добавляется дополнительная премия. Но рост пошлины на темные нефтепродукты, замечают авторы исследования, вовсе не подорвал экономику небольших неэффективных НПЗ («самоваров»), поставляющих на экспорт мазут. И вместо нерентабельности малая нефтепереработка переживает небывалый бум. Загрузка российских мини-НПЗ продолжает расти из месяца в месяц, что указывает на высокую доходность их работы. Такая динамика связана с тем, что, несмотря на повышение средних пошлин на нефтепродукты с уровня 55% до 66% от пошлин на нефть, при достаточно высоких ценах (в 2012 г. средняя цена «Юралс» составила 110,5 долл/барр.) первичная переработка остается выгодней экспорта нефти.

Логистика и конфигурация НПЗ

Авторы, исследуя экономику российских НПЗ, называют их главные проблемы – недостаток вторичных мощностей и плохую логистику (удаленность от внешних рынков при избытке мощностей переработки для обеспечения внутреннего спроса). Средний российский нефтеперерабатывающий завод из-за худших выходов и качества продуктов проигрывает в доходности среднему крекинговому европейскому НПЗ около 83 долл. на тонну перерабатываемой продукции. А высокие транспортные затраты по доставке нефтепродуктов до основных экспортных рынков приводят к потере части маржи переработки. В результате экспорт нефтепродуктов с завода, расположенного в Центральном регионе, обходится дороже, чем экспорт нефти, в среднем, на 50 долл/т. В то же время субсидирование экспортных пошлин на нефтепродукты относительно экспортных пошлин на нефть, действующее в настоящее время, более чем компенсирует российским нефтеперерабатывающим заводам отставание. При существующей системе таможенных пошлин маржа российских заводов лучше европейских, и даже худшие НПЗ генерируют положительную чистую маржу (рис. 3).

Рис. 3. Ранжирование российских НПЗ по чистой марже переработки на 2011 г.

Источник: Энергетический центр бизнес-школы СКОЛКОВО

Рис. 4. Ранжирование российских НПЗ по конфигурации и логистике*

Источник: Энергетический центр бизнес-школы СКОЛКОВО* Площадь круга соответствует величине чистой маржи НПЗ в системе «60-66-90», при цене «Юралс» 109 долл./барр. и с учетом фактических премий внутреннего рынка 2012 г. к расчетному экспортному паритету

В части эффективности строительства первичной переработки через систему «60-66-90-100», заявляют авторы исследования, государство посылает бизнесу неверные сигналы. В результате компании принимают неоправданные решения относительно строительства новых простых НПЗ, дополнительных мощностей первичной переработки или чрезмерно высокой модернизации вместо закрытия части неэффективных первичных мощностей переработки (рис. 4). «Это удивительный факт, но многие компании по-прежнему хотят строить простые заводы, причем многие из этих заводов находятся достаточно далеко от основных рынков», – резюмирует Г. Выгон.

Политика в сфере таможенного регулирования привела к стимулированию первичной переработки.

Наибольший прирост продукции обеспечивает строительство новых мощностей на экспортно-ориентированных НПЗ юга России – Туапсинский (+7,6 млн тонн), Афипский (+6 млн тонн), Новошахтинский (+4,5 млн тонн), Краснодарский (+5 млн тонн).Также высока доля региональных НПЗ – ТАНЕКО (+7 млн тонн), Антипинский НПЗ (+3,7 млн тонн), Яйский НПЗ (+6 млн тонн). По многим проектам прирост мощностей можно считать свершившимся фактом – это Туапсинский НПЗ, первые очереди ТАНЕКО и Яйского НПЗ. Реализация других проектов будет зависеть, главным образом, от государственной политики.Заметим также, что сегодня, несмотря на то что половина продукции нефтепереработки экспортируется, практически весь экспорт приходится на дизельное топливо, мазут и нафту.

Экспорт. Нефть или нефтепродукты?

Эксперты СКОЛКОВО подвергают сомнению общепринятые представления о том, что экспортировать следует продукты более высокого передела: вместо сырой нефти – продукты нефтепереработки. Аргументы просты: это имеет смысл только в случае если производство продукции более высокого передела добавляет стоимость. Но так уж сложилось, что рентабельность экспорта российских НПЗ обеспечивается исключительно за счет таможенной субсидии. Отсталая структура продукции переработки усугубляется более высокими затратами на транспортировку на экспорт российских нефтепродуктов по сравнению с затратами на экспорт нефти.

Рис. 5. Баланс производства и потребления бензина после модернизации

Источник: Энергетический центр бизнес-школы СКОЛКОВО

Модернизация российских НПЗ сегодня происходит под административным давлением так называемых четырехсторонних соглашений. По прогнозам, если планы компаний, зафиксированные в них, будут полностью реализованы, объем первичной переработки вырастет до 296 млн тонн (на 25%) к 2020 г., глубина переработки – с 72% до 85%. Что касается автомобильного бензина, то при полном выполнении инвестиционных планов его производство к 2020 г. значительно превысит потребность (55 млн тонн при потребности не более 40 – 45 млн тонн). Тогда в стране сложится избыток бензина, рынка для которого сегодня нет, предупреждают эксперты (рис. 5). Более того, производство свыше 110 млн тонн дизельного топлива с содержанием серы менее 10 ppm также создаст проблему сбыта в Европе, что одновременно с сокращением экспорта прямогонного мазута и вакуумного газойля окажет существенное влияние на загрузку вторичных мощностей и экономику европейских НПЗ. Возникает риск создания избыточных мощностей и перепроизводства, с чем уже сталкивалась нефтепереработка США и Европы. В случае отмены таможенной

burneft.ru

Нефтепереработка Журнал - Нефтехимическая промышленность

Июль 20, 2015 – 11:24

Нефтепереработка и таможенное регулирование в России

И хотя авторы заявляют, что представляют лишь частное мнение и не претендуют на право рассмотрения высказанных предложений в качестве рекомендации к совершению каких-либо действий, мы сочли их позиции заслуживающими внимания. В редакционном материале познакомим читателей журнала с некоторыми положениями этого документа и приведем экспертные оценки авторов.

SKOLKOVO energy center’s survey formulates problems and possible development scenarios of Russian oil processing industry at various variants of the industry’s modernization and customs regulating.

Для обеспечения долгосрочного развития нефтегазовой отрасли необходима ясная стратегия, в которой должны быть заложены идеи для создания, употребим модное понятие, дорожной карты, определяющей маршрут движения вперед. На сегодня у нас есть только устаревшая Энергетическая стратегия России образца 2009 г. (на период до 2030 г.), по которой предполагается рост всех производственных показателей без какой-либо экономической базы – с нереалистичными параметрами. Например, по росту объемов добычи газа на шельфе и его экспорту, увеличению глубины переработки нефти до позиций, которых западные компании достигли еще 10 лет назад. Авторы исследования, представляющие Энергетический центр Московской школы управления СКОЛКОВО: директор Григорий Выгон, руководитель направления «Стратегия и развитие бизнеса» Антон Рубцов, главный экономист Сергей Ежов, аналитик Дарья Козлова, рассматривая новую таможенную политику государства, неожиданно для многих задаются вопросами: оптимальны ли планы модернизации российских НПЗ в условиях отсутствия долгосрочной стратегии развития отрасли и как они соотносятся с прогнозами предложения и спроса на конечную продукцию? Источник: burneft.ru

neftehimmash-tto.ru

Нефтепереработка: а воз и ныне там - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Oil refinery: a cart is still there

No one big oil refinery or petrochemical object was built during last years in Russia. The country continues to be a raw material appendix of developed countries. Why?We address for explanation of this theme to Victor Andreevich RYABOV – general director of Association of oil processors & petrochemists.

Острое понимание необходимости снятия страны с «нефтяной иглы», увеличение глубины переработки нефти, развитие нефтегазохимии стало повсеместным. Строительство современных НПЗ будет сопровождаться увеличением налоговых поступлений, числа рабочих мест, развитием новых технологий, увеличением заказов для других отраслей промышленности, что даст синергетический эффект для развития экономики страны. Однако положение дел в этой сфере остается либо «замороженным», либо улучшается крайне медленно.

За последние годы в России не построено ни одного крупного НПЗ, объекта нефтегазохимии. Страна, по сути, продолжает оставаться сырьевым придатком развитых стран. Почему так происходит? За разъяснениями на эту тему мы обратились к генеральному директору Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков Виктору Андреевичу РЯБОВУ.– Виктор Андреевич, масштаб проблем, стоящих перед нефтепереработкой, очень велик. Какие шаги предпринимают власти, нефтяные компании в деле исправления ситуации в отрасли? – Решению проблем нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности в настоящее время уделяется большое внимание на всех уровнях государственной власти и нефтяными компаниями. Распоряжением Правительства РФ утверждена «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» (ЭС-2030), приказами Минэнерго России: «Генеральная схема развития нефтяной отрасли Российской Федерации на период до 2020 года» и «План развития газо- и нефтехимии до 2030 года»; также вышло постановление Правительства РФ, закрепляющее обязательства нефтяных компаний по модернизации нефтеперерабатывающих заводов. – Все ли учтено в документах для динамичного развития отрасли? – В генеральной схеме развития нефтяной промышленности на период до 2020 г. усиливается сырьевой вектор развития топливно-энергетического комплекса страны: к 2020 г. из 500 млн т/год добываемой нефти на переработку внутри страны предусматривается 230 млн т/год, на экспорт – 270 млн т/год (т. е. на экспорт нефтяного сырья будет направлено на 14,8% больше, чем на переработку внутри страны). Причем в данной генеральной схеме отсутствуют показатели до 2015 г. Кроме того, вовсе не предусмотрены весьма важные для характеристики развития экономики и благосостояния населения страны показатель уровня душевого потребления нефтепродуктов и индекс комплексности Нельсона. А в ЭС-2030 капитальные вложения на втором этапе (2015 – 2022 гг.) по непонятным причинам снижены в 3 раза. – Руководство страны видит остроту этой проблемы?– Выступая в декабре 2011 г. на съезде «Деловой России», В.В. Путин говорил: «Мы должны развернуть эти потоки (деньги и инвестиции) в сферу высокотехнологичного и производственного бизнеса, это принципиальное условие создания и развития новой экономики в нашей стране, иначе мы рискуем и дальше сохранять ущербный характер экономики с преобладающим сырьевым сектором». Он поручил Минэкономразвития и Минфину провести налоговый маневр и оптимизировать те налоги, от которых зависит экономический рост. – Как обстоит дело с налогообложением нефтепереработки?– При действующей в настоящее время системе двойного налогообложения нефтепереработка не может существовать (доля налогов в промышленности – 40%, в добыче нефти – 50%, в нефтепереработке – 60%!).– Как же тогда выходить из наезженной колеи и «вдохнуть жизнь» в отечественную нефтепереработку?– Основной позор российской нефтепереработки – глубина переработки нефти – из года в год снижается: в 2011 г. среднеотраслевой показатель составляет 70,6%! Правда, в Уфимской группе заводов (лучшие результаты по стране) ОАО «Уфанефтехим» работает с глубиной переработки 92,0%, ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» – 87,2%, ОАО «Уфимский НПЗ» – 75,8%. Неплохо выглядят и заводы ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Газпром нефть».Однако непростая ситуация в ОАО «ТНК-ВР», ЗАО «ФортеИнвест», ООО «Нефтегазиндустрия», ОАО «НК «Роснефть». В ОАО «НК «Роснефть» только один завод (ОАО «Ангарская НХК») имеет показатель по глубине переработки нефти выше среднеотраслевого (табл.).

Табл. Глубина переработки нефти на перерабатывающих предприятиях ОАО «НК «Роснефть»

Необходимо реализовать программы ОАО «НК «Роснефть» по модернизации НПЗ, и в первую очередь по вводу таких мощностей, как каталитический крекинг в ОАО «Куйбышевский НПЗ» и ОАО «Сызранский НПЗ». И уже есть некоторые подвижки. «Роснефть» выделила на 2012 г. дополнительные средства на модернизацию и реконструкцию своих НПЗ.– Очевидно, нужны экономические регуляторы, учитывающие экономический интерес компаний? – ОАО «НК «Роснефть», например, ввела новую должность – вице-президента по нефтепереработке. Пост занял гендиректор Ачинского НПЗ Игорь Павлов. Он станет ответственным за выполнение программы модернизации семи заводов госкомпании. Основная задача нового вице-президента – проследить за реализацией инвестиционной программы, чтобы она была выполнена в срок и эффективно. Если все планы будут реализованы, маржа нефтепереработки может вырасти на 30 – 50%: с текущих около 18 долл/барр.Для стимулирования внедрения процессов глубокой переработки нефти Правительством РФ с 1 октября 2011 г. введена система расчета экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты «60-66-90». Но она ведет к увеличению нагрузки на мазут и одновременно способствует снижению таможенных пошлин на нефть. А это по-прежнему усиливает сырьевой вектор развития экономики страны. При этом глубина переработки нефти снижается.– Некоторые специалисты отвергают упрек в том, что за 20 лет не построено ни одного крупного НПЗ. Ведь создано более сотни средних и мелких НПЗ (составляющих, правда, всего около 7% в общей нефтепереработке). Как ассоциация видит будущее мелких и средних НПЗ?– АНН беспокоит их дальнейшая судьба. Начиная с 2006 г., на заседаниях правления ассоциации периодически рассматривались вопросы состояния «средних» НПЗ, давались рекомендации по их развитию и конкурентоспособности. Но положение практически не изменилось.«Середнячки» часто ищут только сиюминутный выход из положения. Так, ряд НПЗ стали выпускать печное топливо, которое потребители используют в качестве дизельного. И как результат: опять можно ничего не делать. А что дальше?– Сейчас часто говорят об отставании в производительности труда, энергоемкости и материалоемкости нашей продукции. Как же снижать издержки производства?– Почти год назад президент Д.А. Медведев поставил перед крупнейшими госкомпаниями ТЭК задачу – за три года снизить расходы на 27%. Она решается развитием конкурентоспособного производства, энергосбережения, автоматизации и компьютеризации, с помощью высококвалифицированных кадров и при соответствующей оплате труда. Программа грандиозная.Нефтяным компаниям надо более активно проводить политику строительства на НПЗ собственных энергоблоков. Для стимулирования их строительства надо просить Минэнерго РФ подготовить проект федерального закона о доступе генерирующих мощностей НПЗ к внешним электрическим сетям. Эту программу можно и нужно решать как первоочередную и стратегическую, так как она дает выгоду в разы больше, чем торговля нефтью. – Известно, что изношенность оборудования на НПЗ и предприятиях нефтехимии – примерно 70 – 80%. Какими могут быть шаги по экономичной и безаварийной эксплуатации основных средств отрасли?– Постоянно ужесточающиеся требования обеспечения безопасной эксплуатации нефтехимических производств заставляют руководство нефтяных компаний совершенствовать технологию производства и систему управления. Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии введены в действие с января 2011 г. национальные стандарты ГОСТ Р 53563-2009 «Мониторинг состояния оборудования опасных производств. Порядок организации», ГОСТ Р 53564-2009. «Мониторинг состояния оборудования опасных производств. Требования к системам мониторинга», ГОСТ Р 53565-2009. «Мониторинг состояния оборудования опасных производств. Вибрация центробежных насосных и компрессорных агрегатов». Вышеперечисленные стандарты позволяют перейти от системы планово-предупредительного обслуживания к безопасной ресурсосберегающей эксплуатации оборудования опасных производств по фактическому техническому состоянию в реальном времени, на основе систем мониторинга. Одной из важных проблем в строительстве и развитии новых НПЗ являются высокие издержки в реализации инвестиционных проектов, связанные с отсутствием гармонизации отечественных и европейских норм в сфере безопасности и экологии. На совещании в г.

burneft.ru