Нефтепереработка: рост на волне кризиса

12.05.09 14:58

Жесткая конкуренция Киришскому нефтеперерабатывающему заводу (ООО «Кинеф») не грозит, а вот введение нового технического регламента может обернуться снижением производительности. Важно успеть заказать крупнотоннажное оборудование (для установки гидроконверсии гудрона) – сейчас зарубежные заводы завалены заказами и просят 2-3 года на его производство.




Григорий Залищевский, технический директор ООО «Кинеф», рассказывает о строительстве комплекса по глубокой переработке нефти:
- Хотя до окончания работ еще далеко (пусковые операции намечены на IV квартал 2010 года), комплекс начинает принимать «живой» вид, выполнено уже 40% строительно-монтажных работ, выполняемых 1,5 тыс. человек. Монтажники съехались практически со всей России – из Поволжья, Сибири, Московской, Ленинградской, Вологодской, Псковской, Новгородской областей. На пике монтажа работ будет работать 5-6 тыс. Строительство комплекса от проекта до полного запуска займет 10 лет, рассматриваем возможность поэтапного ввода в эксплуатацию.
Пусковая бригада будет проверять инженерную готовность установок, продувку системы. В России осталось две организации, которые способны это выполнить – «Воронежская пуско-наладка», которая большей частью занимается химическими производствами, и Московская, которая уже имеет опыт пуска подобных установок в России (они проверяли готовность гидрокрекинга в Перми, в Ярославле). У нас хоть и несколько другое оборудование и повыше давление, но принцип работы тот же самый.

Выбрана принципиальная схема переработки для комплекса. Долго обсуждалось, организовывать ли коксовое производство, рассматривалось много процессов, и остановились на гидроконверсии гудрона (лицензиары - «Chevron Research and Technology» и Французский институт нефти IFP). Из гудрона будем получать светлые нефтепродукты, затем гидрокрекинг вакуумного газойля и получение сырья для установки каткрекинга, и наконец получение непредельных углеводородов для синтеза МТБЭ (метил-трет-бутиловый эфир, - прим. EnergyLand.info). Поскольку будет получаться дополнительное количество бензиновых фракций, и часть можно брать с существующих установок, собираемся организовать подготовку изомеризации и риформинг непрерывного действия Французского института нефти или другого лицензиара.

Отправили условия для участия в тендере на головную установку (гидроконверсии гудрона) IFP и «Chevron». В мае они дадут ответы, и тогда начнем разрабатывать расширенный базовый проект. В начале следующего года он будет получен, вот тогда и начнем заказ крупнотоннажного оборудования. Во всем мире быстрыми темпами развивается нефтехимия, появились новые требования к нефтепродуктам (в том числе в России), и нам приходится соответствовать требованиям. Времени для «раскачки» нет. Машиностроительные заводы, выпускающие технологическое оборудование для нефтехимии, завалены заказами. Если нам удалось получить колонны, реакторы за год, то сегодня производители просят 2-3 года на производство этого же оборудования. Заводов по серийному производству крупнотоннажного оборудования в России нет, и стоимость его (как и сроки исполнения) при заказе получится раза в 1,5 выше, чем если бы покупать его за рубежом. Поэтому мы решили разрабатывать сразу расширенный базовый проект, который позволит размещать заказы на оборудование у производителей.
Кто будет выполнять проект, пока неясно, но все установки будет проектировать один генпроектировщик. То, что наши институты не смогут подготовить расширенный базовый проект - это к гадалке не ходи. Наверняка выберем крупную инжиниринговую фирму из Европы или США. Пусть это будет дороже, зато без головной боли с взаимоувязками проектов.

Новый комплекс очень сложен и включает 18 технологических установок, не считая вспомогательных – воздушно-компрессорной, азотной и др. Если сейчас мы имеем три эстакады отгрузки темных продуктов, то нужно ставить три новых эстакады для светлых, поэтому уже сейчас проектируем их и будем строить в следующем году. Автоматический погрузочный комплекс будет способен отгружать 6 видов продуктов.
В этом году закончится строительство установки по выделению элементарной серы, включая блок расфасовки и участок по наливу жидкой серы в автомобили-серовозы или цистерны. Потребителей сейчас интересует жидкая сера. С началом кризиса элементарную серу практически перестали покупать, поскольку остановилось много химических предприятий. Сера стоит сейчас меньше 10 руб. за тонну. Ее содержание в сырой нефти – от 1,4% до 1,55%, год назад эта величина колебалась в пределах 1,3-1,4%.
Гидроочистка дизельного топлива будет снижать содержание серы в топливе. Поскольку мы убираем из оборота 3 млн т мазута, появляется лишний атмосферный газойль. Гидроочистка его смеси с прямогонной фракцией дизельного топлива позволит получать «зимнее» дизельное топливо. Потребность в нем в СЗФО большая. С пуском комплекса гидроочистки можно будет не смешивать «летнее» топливо с керосином, а напрямую получать «зимнее».

Старые установки придется модернизировать. В меньшей степени это коснется первичной переработки, поскольку 8-10 лет назад уже была модернизация. Вторичную переработку будем менять более серьезно, ориентируясь на современные технологии. Будем работать над увеличением межремонтного периода до четырех лет. В США, например, заводы останавливаются раз в восемь лет, без необходимости процесс никогда не прерывают.
Сейчас набираем технологический персонал для комплекса в количестве 650 человек, и столько же предусмотрено обслуживающего персонала. Все проходят сегодня стажировку на существующих установках, и по мере необходимости будут переводиться на новый комплекс. Инженерный состав уже полностью занят на новом производстве. Возможно, придется набирать персонал из других регионов, сегодня у нас есть чем привлечь людей.
Страна у нас большая, с рынком сбыта проблем не предвидится. Конкуренция нам не грозит, поскольку территория настолько большая, что можем торговать нашей продукцией прямо здесь, в нашем регионе. Производительность всех 25 российских заводов – 250 млн т нефти (этого достаточно для России), сегодня же перерабатывается 180 млн т. Конечно, кто будет выпускать лучшую продукцию, тот и выиграет, но Киришский завод в любом случае не повезет бензины на Дальний Восток, чтобы конкурировать с Омским или Ангарским заводами. Наш регион сбыта – Северо-запад России. Нам как нефтепереработчикам конкуренция в нашем регионе не грозит. Заводы были так построены в СССР, что они не мешают друг другу в производстве и торговле нефтепродуктами, хотя 42% мощностей сосредоточено в Поволжье.








«Кинеф» начал производство экологически чистых бензинов в 2006 году – Евро-3, Евро-4. Перейти полностью на выпуск высокооктановых бензинов сегодняшняя ситуация не позволяет. Мы сможем получать 50-60% топлива класса Евро-4 и Евро-5, но на 100% - нет. Завод технологически не может избавиться от низкооктанового бензина (76), и пока его берет заграница, хорошо. Что касается дизельных топлив, то мы попали вовремя, в период налогового послабления – с 2010 года будем полностью выполнять требования к дизельному топливу (50 ППМ). Только один нюанс – выйдет из строя крупная остановка, и что делать? Останавливать производство вместо снижения качества продукции. Но даже если и решим проблему полностью, что делать потребителям – возьмут ли новое дизельное топливо, например, трактористы? Это большой вопрос. Но постановление, конечно, в любом случае надо выполнять.

Завод уже в течение двух лет покупает новое лабораторное оборудование для анализа выпускаемой продукции – все, что требует в этом отношении Запад. Количество анализов в лаборатории не увеличится, покупаем автоматические приборы. Да, появляются новые среды, но объем контрольно-измерительных работ не изменится. Все заменяемое оборудование передаем в петербургские академические институты, они рады получить даже снятые с производства приборы. 3-4% от прибыли тратится на природоохранные мероприятия, нормативы сброса не превышаем. Энергосбережение реализуем пока крупными мазками – повышаем КПД печей, применяем вариаторы скорости и т.д. Котлы-утилизаторы марки KTI стоят на двух агрегатах первичной переработки нефти, их КПД достигает 86-92%. Все новые печи имеют КПД более 85%.


Цена нефти упала, поэтому отправлять ее за рубеж уже не так выгодно. Нефть сейчас остается в России. Лет 10 назад заводы были загружены на 50-60%, а некоторые и вовсе вывели из эксплуатации. Скажем, если остановить оборудование, начинается коррозия. У нас был случай в середине 1990-х, когда мы работали на 12 млн т нефти в год – вскрыли законсервированную установку, простоявшую год под азотом. В итоге потратили $1,5 млн не ремонт и восстановление технологического процесса. В 1990-х годах многие установки на российских заводах стояли, а когда их вскрыли – оказалось, что проще выбросить, а на новые денег не хватило. Сегодня же идет обратный процесс – рост нефтепереработки. Лучше торговать товаром, чем сырьем, это и школьникам известно. Нефтяные компании сейчас предпочитают перерабатывать нефть в России, финансовая отдача в таком случае выше. Скважину ведь не остановить, поэтом в России сейчас перерабатывается все, что может быть переработано, остальное же вынуждены в сыром виде отправлять за границу. Теперь и постановление, которое предписывало 50% добытой нефти оставлять в России, потеряло смысл – нефтяники и так к этому стремятся. На сегодня все НПЗ в России загружены полностью (согласно их текущим возможностям, а не старым проектам). Например, в советское время Омский завод перерабатывал 28 млн т, сегодня осваивает 18 млн т. Или Ангарский завод брал 30 млн т, сегодня 12 млн т. У нашего завода проектная мощность 17 млн т, достигнуто 20,8 млн т.
Перерабатывать нефть снова стало выгодно, даже губернатор Свердловской области Эдуард Россель хочет построить у себя НПЗ на 3-4 млн т. Но это очень дорого и будет стоить до 1 млрд долларов. Нужна инфраструктура, надежная электроэнергия (с трех независимых источников), объекты водоочистки, квалифицированный персонал... Сомневаюсь, что эта идея получит поддержку.

Николай Коронатов, гл. технолог ООО «Кинеф»:
- «Сургутнефтегаз» заявляет о строительстве Кириши-2, но претворятся ли эти планы в жизнь, покажет время. Мы не перерабатываем всю сургутскую нефть, «Транснефть» не дает – хотели сделать еще одну первичку, но «Транснефть» заявила: чтобы дать вам еще нефти, необходимо вложить 3-4 млрд руб. в строительство новой нитки трубопровода.
Хотим мы или нет, но мы не успеем к тем срокам, которые поставило правительство в своем техническом регламенте. Проще было бы разрешить нам выпускать «некондиционное» топливо, установив за него повышенные акцизы. И мы выпускали бы автобензины, мазуты, керосины, но вместо этого будем вынуждены снизить производительность действующих установок. Кому это выгодно? Если государству это выгодно, то я развожу руки.



Записал Олег Никитин, EnergyLand.info

Консультант: Владимир Догадаев, директор ООО «Д-Мобайл» (С.-Петербург)

Ссылка по теме:http://www.energyland.info/analitic-show-24174

Читайте также: