1 - ЗАО ЦТК-ЕВРО
реклама
ОАО «ВНИПИнефть» Развитие нефтепереработки в России в условиях падения цены на нефть, слабого рубля и экономических санкций • • Капустин В.М. Генеральный директор ОАО «ВНИПИнефть», зав. кафедрой технологии переработки нефти РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, Заслуженный деятель науки РФ • Чернышева Е.А. Зам.зав. кафедрой технологии переработки нефти РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, • Руководитель сектора ОАО «ВНИПИнефть» 1 СОСТОЯНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В МИРЕ Плюсы Оптимизация расходов Минусы Снижение прибыльности Падение цен на нефть Снижение цен на бензин и дизельное топливо Сокращение инвестиций Сокращение численности в нефтяных компаниях 2 СОСТОЯНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В РОССИИ Плюсы Снижение операционных расходов Минусы Налоговый маневр Ослабление рубля Падение цен на нефть Финансовые санкции Отказ стран ЕЭС и США от продажи современного оборудования в Россию 3 СОСТОЯНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В РОССИИ В 2014 г. (% к 2013г.) Объем переработки – 288,9 млн. т (+6,0%) (3-е место в мире) Всего произведено, млн. т в том числе: внутреннее потребление на экспорт % к 2013 г. Бензин 38,3 35,7 2,6 -1,0 Керосин 10,9 9,9 1,0 +5,4 Дизельное топливо 77,3 33,2 44,1 +7,4 Мазут 80,92 25,82 55,1 +1,9 Средняя загрузка – 95,0% (в мире – 82%) Глубина переработки нефти – 72,3% Объем инвестиций в нефтепереработку в 2014г. составил 290 млрд. руб. РИСКИ Отказ от закупок мазута дизельного топлива Запрет на продажу в Россию реагентов, катализаторов, запасных частей на импортное оборудование 4 НОВАЯ СИСТЕМА НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ Большой налоговый маневр Снижаются поэтапно за три года вывозные таможенные пошлины на нефть (в 1,7 раза) и нефтепродукты (в 1,7-5 раз в зависимости от их вида) Повышается налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на нефть (в 1,7 раза) и газовый конденсат (в 6,5 раза) Пошлины на темные нефтепродукты в течение трех лет выходят на уровень 100% от нефтяной таможенной пошлины Поэтапно снижаются ставки акциза на нефтепродукты - в 2,2 раза за три года 5 ЭКСПОРТНЫЕ ПОШЛИНЫ НА МАЗУТ И СВЕТЛЫЕ НЕФТЕПРОДУКТЫ Экспортные пошлины,% 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. Мазут 66 72 82 100 Нафта 90 85 71 55 Автобензин 90 78 61 30 Дизельное топливо 65 48 40 30 Последствия экономических санкций Отсутствие долгосрочных кредитов Возврат старых долгов Сложность расчетов инвестиционных проектов Ненадежность поставщиков оборудования ЕЭС и США 6 ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ, ВЫЗВАННЫЕ СНИЖЕНИЕМ ЦЕН НА НЕФТЬ Приостановка инвестиционных проектов; особенно в области добычи и переработки тяжелых нефтей и остатков Выбор дешевых проектов при переработке гудрона и других тяжелых остатков Снижение рентабельности мировой и российской нефтепереработки Трудности нефтепереработки России при снижении курса рубля Резкое возрастание капитальных вложений при закупке импортного оборудования, лицензий, комплектующих деталей Рост цен на нефтепродукты в России 7 СОСТОЯНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В КРУПНЫХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЯХ ОАО «НК «Роснефть» Массовые переносы сроков введения мощностей нефтепереработки Сложное финансовое положение из-за санкций Переход на кризисное положение Резкое снижение прибыльности нефтепереработки из-за налогового маневра ОАО «Газпром нефть» ОАО «ЛУКОЙЛ» Снижение инвестиций в нефтепереработку Завершение программы инвестиций Снижение прибыльности нефтепереработки Оптимизация расходов Отказ от поставок импортного оборудования со стороны ЕЭС и США Остановка проектов, требующих больших капитальных вложений ОАО АНК «Башнефть» Перенос основных сроков установок глубокой переработки на продолжительное время Приостановка инвестиционных проектов Резкое снижение капитализации компании Неопределенное финансовое состояние ОАО «Газпром» Приостановка инвестиционных проектов Завершение проектов, близких к пуску Резкое снижение капитализации компании Значительное снижение продаж газа 8 СОСТОЯНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В КРУПНЫХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЯХ «Независимая НК» Большие долги Завершение инвестиционных программ по нефтепереработке Ослабление рубля Независимые НПЗ Резкий рост капиталовложений в новые проекты Снижение прибыльности переработки Отрицательное влияние налогового маневра Антипинский НПЗ Афипский НПЗ Ильский НПЗ Марийский НПЗ Новошахтинский НПЗ Орский НПЗ Усинский НПЗ Яйский НПЗ 9 УСТАНОВКИ, ПОВЫШАЮЩИЕ КАЧЕСТВО НЕФТЕПРОДУКТОВ, ВВЕДЕННЫЕ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ В 2014 г. Изомеризация Алкилирование • ОАО «Новокуйбышевский НПЗ» –280 тыс.т/г. • ОАО «Орскнефтеоргсинтез» –300 тыс.т/г • ОАО «Новоуфимский НПЗ» - 450 тыс.т/г. • ОАО «Славнефть-ЯНОС» –модернизация с увеличением мощности до 120 тыс.т/г Гидроочистка дизельного топлива • ОАО «Газпромнефть-Ярославнефтеоргсинтез» - 1,5 млн.т/г., реконструкция • ОАО «Хабаровский НПЗ – 1,2 млн.т/г. • ОАО «ТАИФ-НК» - реконструкция Гидроочистка бензина кат.крекинга • ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» - 1,3 млн.т/г • ОАО «Газпромнефть-Ярославнефтеоргсинтез» - 870 тыс.т/г. Риформинг • ОАО «Хабаровский НПЗ» – 100 тыс.т/г. - реконструкция 10 УСТАНОВКИ, ПОВЫШАЮЩИЕ КАЧЕСТВО НЕФТЕПРОДУКТОВ, ПЛАНИРУЕМЫЕ К ВВОДУ В 2015г. Изомеризация Алкилирование Гидроочистка дизельного топлива Риформинг Гидроочистка бензина каталитического крекинга ОАО «Куйбышевский НПЗ» - 280 тыс. т/г, пусконаладочные работы ЗАО «Рязанская НПК» - 800 тыс. т/г, пусконаладочные работы ОАО «Астраханский ГПЗ» - 800 тыс. т/г ОАО «Газпромнефтехим Салават» - 474 тыс. т/г ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» - 367 тыс. т/г ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» - 1,5 млн т/г ОАО «Куйбышевский НПЗ», 1 млн. т/г., реконструкция ОАО «Новокуйбышевский НПЗ» - 1200 тыс. т/г ОАО «Сызранский НПЗ», 600 тыс. т/г., реконструкция ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» - 1100 тыс. т/г 11 ПЕРЕНОС СРОКОВ ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ УСТАНОВОК, ПОВЫШАЮЩИХ КАЧЕСТВО НЕФТЕПРОДУКТОВ Изомеризация ▪ ООО «Туапсинский НПЗ» 800 тыс. т./г. 2016→2019 Алкилирование ▪ ОАО «Ангарская НХК» 130 тыс. т./г. ▪ ОАО «Сызранский НПЗ» 158 тыс. т./г. 2015→2017 2016→2018 Гидроочистка дизельного топлива Гидроочистка бензина кат. крекинга Риформинг ▪ ОАО «Ангарская НХК» 4 млн. т./г. 2016→2017 ▪ ООО «Туапсинский НПЗ» 4,3 млн. т./г. после 2019 ▪ ОАО «Новокуйбешевский НПЗ» 2,7 млн. т./г 2015→2018 ▪ ООО «Комсомольский НПЗ» 1,6 млн. т./г 2016→2018 ▪ ОАО « Сызранский НПЗ» 2,5 млн. т./г. 2016→2017 ▪ ОАО «Ачинский НПЗ» 1,6 млн. т./г. 2016→2017 ▪ ООО «Афипский НПЗ» 2 млн. т./г. 2015→2019 ▪ООО «Ильский НПЗ» 1,2 млн. т./г. 2015→2018 ▪ ОАО «Ангарская НХК» 500 тыс. т./г. ▪ ЗАО «Рязанская НПК» 950 тыс. т./г. 2015→2017 2017→2019 ▪ ООО «Туапсинский НПЗ» 1,5 млн. т./г. ▪ ОАО «Ачинский НПЗ» 1 млн. т./г. - после 2019 после 2020 12 ГИДРООЧИСТКА ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА ОАО «АНГАРСКИЙ НХК» Мощность – 4 млн. т/г с получением ДТ Евро-5 Лицензиар и разработчик базового проекта - Exxon Mobil Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: приемка базового проекта, рабочее проектирование, авторский надзор Новые технические решения: Используется технология, сочетающая в себе гидроочистку и гидродепарафинизацию дизельного топлива Два потока: – 1 – летнее ДТ – 2 – зимнее и летнее ДТ Длительность рабочего цикла катализатора : – 1-й поток – 3 года – 2-й поток – 4 года Состояние проекта: – выполнено рабочее проектирование – оборудование закуплено на 96% – строительно-монтажные работы выполнены ~ на 55% Срок ввода в эксплуатацию – 2015 г. 13 ПРИЧИНЫ ПЕРЕНОСА СРОКОВ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТОВ МОДЕРНИЗАЦИИ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ Увеличение стоимости проектов Срывы сроков поставок оборудования Сокращение инвестиционных программ нефтяных компаний 14 УСТАНОВКИ ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ, ВВЕДЕННЫЕ В 2014 г. Гидрокрекинг • ОАО «ТАНЕКО» - 2,9 млн. т/г • ООО «ПО Киришинефтеоргсинтез» - 2,9 млн.т/г. • ОАО «Хабаровский НПЗ» – 500 тыс. т/г 15 КОМПЛЕКС ГИДРОКРЕКИНГА ОАО «ТАНЕКО» С ГИДРОДЕПАРАФИНИЗАЦИЕЙ Мощность: 2,9 млн.т Лицензиары: гидрокрекинг, гидродепарафинизация - Chevron Lummus, производство водорода – Haldor Topsoe Генеральный проектировщик: - ОАО «ВНИПИнефть» Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: разработка проектной и рабочей документации, поставка оборудования, авторский надзор Состояние проекта: установка гидрокрекинга пущена в 2014 г. 16 КОМПЛЕКС ГИДРОКРЕКИНГА ОАО «ТАНЕКО» С ГИДРОДЕПАРАФИНИЗАЦИЕЙ Мощность: 2,9 млн.т/г Лицензиары: гидрокрекинг и гидродепарафинизация- Chevron Lummus, производство водорода – Haldor Topsoe Генеральный проектировщик: - ОАО «ВНИПИнефть»» Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: разработка проектной и рабочей документации, поставка оборудования, авторский надзор Пущена в эксплуатацию в 2014 г. Двухступенчатый комплекс гидрокрекинга: 1 ступень – гидроочистка. Катализатор (Ni-Mo на оксиде Al) 2 ступень – гидрокрекинг. Катализатор (Ni на оксиде Al) Сжиженные газы Вакуумный газойль Бензин Установка гидрокрекинга тяжелых дистиллятов. Производство водорода Керосин Дизельное топливо Установка гидродепарафинизации Масла II и III групп Остаточная фракция 17 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС УСТАНОВКИ ГИДРОКРЕКИНГА ОАО «ТАНЕКО» ПРИХОД Тыс.т/год % Сырье: Сырьевая смесь 2812 96,7 96 3,3 2908 100,0 109 3,7 25 0,8 Бензин 609 20,9 Керосин 371 12,8 Дизельное топливо 1119 38,6 Остаточная фракция 561 19,3 Отходы и потери 114 3,9 2908 100,0 Подпиточный ВСГ ИТОГО ПРИХОД РАСХОД Продукция: Углеводородный газ ВСГ ИТОГО РАСХОД 18 СХЕМА УСТАНОВКИ ГИДРОДЕПАРАФИНИЗАЦИИ МАСЕЛ ОАО «ТАТНЕФТЬ» 1, 4 – теплообменники 2 – печь нагрева сырья 3 – реактор гидродепарафинизации 5 – реактор гидродоочистки 6, 7 – горячие сепараторы высокого и низкого давления соответственно 8 – сепаратор I - сырье II - ВСГ III – газожидкостные продукты реакции IV – свежий водород 19 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС УСТАНОВКИ ПРОИЗВОДСТВА МАСЕЛ ПРИХОД Тыс. т/год % Сырье: Остаточная фракция гидрокрекинга 250,1 100,0 2,5 1,0 252,5 101,0 5,8 2,3 Бензин 25,0 10,0 Керосин 6,5 2,6 Дизельное топливо 19,8 7,9 Легкое смазочное масло 2,5Сст 87,2 34,9 101,7 40,7 Водородсодержащий газ 3,7 1,5 Отходы и потери: 2,9 1,1 252,5 101,0 Водород Итого приход РАСXOД Продукция: Углеводородный газ Смазочное масло 4 Сст Итого расход 20 КОМПЛЕКС ГИДРОКРЕКИНГА ВАКУУМНОГО ГАЗОЙЛЯ ООО «ПО «КИРИШИНЕФТЕОРГСИНТЕЗ» Мощность комплекса: 4,9 млн.т Генеральный проектировщик: - ОАО «Ленгипронефтехим» Лицензиары: гидрокрекинг – Chevron Lummus, висбрекинг – Shell, производство серы – Worley Parsons Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: разработка рабочей документации установок вакуумной перегонки и висбрекинга, участие в поставке оборудования Состояние проекта: введен в эксплуатацию в 2014 г. 21 ПЛАНИРУЕМЫЕ К ВВОДУ В 2015 г. УСТАНОВКИ ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ • ОАО «Газпромнефть-Омский НПЗ», 2,5 млн.т/г (реконструкция) • ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез», 2 млн.т/г Каталитический крекинг ПЕРЕНОС СРОКОВ ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ УСТАНОВОК ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ Каталитический крекинг Гидрокрекинг • ОАО «Куйбышевский НПЗ» -1,2 млн.т/г. 2015 →2016 • ОАО «Сызранский НПЗ» - 1,2 млн.т/г. 2015→2017 • ОАО «Газпромнефтехим Салават» – 1,0 млн.т/г. 2015→2016 • • • • • • ОАО «Ачинский НПЗ» – 2,0 млн.т/г. ООО «Комсомольский НПЗ» – 2,0 млн.т/г. ОАО «Новокуйбышевский НПЗ - 2,0 млн.т/г ЗАО «РНПК» - 2,2 млн.т/г ООО «Туапсинский НПЗ» - 4,0 млн.т/г ОАО «Славнефть-ЯНОС» - 2,0 млн.т/г. 2016→2017 2016→2018 2016→2018 2019→2020 2016→2019 2020→2022 ОСТАНОВКА ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ УСТАНОВОК ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ Гидрокрекинг ВГ • ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез», 22 ВОЗМОЖНОСТЬ ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ Процесс Оборудование Реакторы Колонны и емкости Печи Теплообмен- Компресники соры Насосы КИП и автоматика ЭЛОУ-АВТ _ Р Р Р Р Р З Гидроочистка Р Р _ Р Р Р З Каталитический крекинг Р Р _ Р З Р, З З Гидрокрекинг Р Р Р Р, З Р Р, З З Коксование Р Р Р Р Р Р, З З Р – российское, З - зарубежное Доля российского оборудования в процессах нефтепереработки может составить до 90% 23 ЗАДАЧИ НЕФТЕПЕРЕРАБОТЧИКОВ РОССИИ В УСЛОВИЯХ НИЗКОЙ ЦЕНЫ НА НЕФТЬ И ЭКОНОМИЧЕСКИХ САНКЦИЙ ЕЭС и США 1. Разработать программу долгосрочных действий в условиях низкой цены на нефть 2. Не прекращать инвестиционных программ установок глубокой переработки нефти 3. Бороться за остановку повышения экспортных пошлин на мазут на уровне 2016 года 4. Оптимизировать операционные расходы НПЗ (провести импортзамещение) 5. Вести поиск новых российских технологий в нефтепереработке 24 РОССИЙСКИЕ ТЕНОЛОГИИ И КАТАЛИЗАТОРЫ, РАБОТАЮЩИЕ НА НПЗ РОССИИ Технологии: • АВТ • Изомеризация • Гидроочистка • Каталитический крекинг • Замедленное коксование Катализаторы: • Каталитического крекинга • Риформинга • Изомеризации • Гидроочистки 25 ТЕХНОЛОГИЯ АТМОСФЕРНО-ВАКУУМНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ Разработчики: ОАО «ВНИПИнефть», ОАО «ВНИИНП» Основные преимущества технологии: Получение вакуумных газойлей с высокими концами кипения до 580оС до 600оС Низкое содержание металлов Глубокая выпариваемость дизельного топлива (до 99% от потенциала сырья) Внедрение: ОАО «ТАИФ-НК» ЭЛОУ-АВТ ОАО «Газпром нефтехим Салават» ОАО «ТАНЕКО» ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез» ВТ ОАО «Роснефть-Туапсинский НПЗ» ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» 26 ТЕХНОЛОГИЯ ИЗОМЕРИЗАЦИИ ЛЕГКИХ БЕНЗИНОВЫХ ФРАКЦИЙ Разработчик: ОАО НПП «Нефтехим» Основные преимущества: Высокая активность катализатора при устойчивости к действию S, N, Н2О Не требуется подача кислотного компонента Низкий химический расход водорода Полная восстанавливаемость катализатора после регенерации 10 лет – срок службы катализатора Межрегенерационный цикл – 3 года Катализаторы: СИ-2; Pt + ZrO2 + SO4-2 Внедрение: ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» ОАО «Газпромнефть-Омский НПЗ» ОАО «ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка» АО «Петротел-ЛУКОЙЛ» ОАО «Новойл» ЗАО «Линник» ОАО «Уфанефтехим» 27 ГИДРООЧИСТКА БЕНЗИНА КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА ОАО «ТАИФ-НК» Разработчики: ОАО «ВНИПИнефть», ИНХС РАН, ОАО «ВНИИНП» Мощность: 360 тыс.т/год Основные преимущества технологии: Повышение качества товарной продукции: получение гидроочищенной бензиновой фракции каталитического крекинга с содержанием серы не более 100 ppm снижение содержания сероводорода до 30 ppm и меркаптановой серы до 0,002 % мас. с целью получения фракций ППФ и ББФ, соответствующих техническим условиям Уменьшение вредного воздействия на окружающую среду Создание возможности увеличения мощности предприятия 1 – стабилизатор; 2 – теплообменник; 3 – печь; 4, 5 – реакторы; 6 – стабилизационная колонна; 7 – колонна выделения фракции С3 – С4. I – сырье (нестабильный бензин каталитического крекинга); II – водород; III – сероочищенная фракция С3 – С4; IV – легкий сероочищенный бензин; V – газ; VI – тяжелый гидроочищенный 28 бензин КАТАЛИТИЧЕСКИЙ КРЕКИНГ ВАКУУМНОГО ГАЗОЙЛЯ ОАО «ТАИФ-НК» Разработчики: ИНХС РАН, ОАО «ВНИПИнефть», ОАО «ВНИИНП» Основные преимущества технологии: Гибкая переработка вакуумного газойля При переработке по бензиновому варианту: Выход бензина с концом кипения 205оС – 56% масс. Суммарный выход пропан-пропиленовой и бутанбутиленовой фракции, бензина и лёгкого газойля – 87,5% масс. Октановое число по исследовательскому методу – 94,2 Расход свежего катализатора – менее 0,5 кг/т. сырья 29 ТЕХНОЛОГИЯ ЗАМЕДЛЕННОГО КОКСОВАНИЯ Разработчики: УГНТУ (технология Г.Г.Валявина), ГУП «Институт нефтехимпереработки РБ» Преимущества технологии: Минимизация затрат энергоносителей (сокращение на 25-30% в сравнении с действующими установками) Полная автоматизация установки, включая открытие и закрытие люков коксовых камер Межремонтный пробег более 2-х лет Сокращение выбросов в окружающую среду за счет внедрения закрытой системы продувки коксовых камер Внедрение: ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» ОАО «Новойл» (Уфа) Туркменбашинский НПЗ ОАО «Уфанефтехим» Планируется внедрение на ОАО ТАНЕКО» 30 НОВЫЕ ПРОМЫШЛЕННЫЕ КАТАЛИЗАТОРЫ РИФОРМИНГА Институтом проблем переработки углеводородов СО РАН (г. Омск) и ОАО «НПП Нефтехим» (г. Краснодар) создан новый катализатор риформинга ПР-81. ПР-81 – триметаллический катализатор, обеспечивающий повышенную стабильность при сохранении активности и селективности своих предшественников. Основные показатели при риформинге фр. 85-1800С с получением бензина с ИОЧ 95 Средний европейский уровень ПР-51, 71 ПР-81 Выход риформата, % масс. 82-85 86-88 90 Выход водорода, % масс. 1,6-2,0 2,4-2,6 2,8 Концентрация водорода в ВСГ, % об. 73-80 83-86 86 Среднеинтегральная температура, 0С 480 470 465 Октановое число, RON 95-98 Данные ИППУ СО РАН 95-98 98-100 31 31 ПРОМЫШЛЕННЫЕ РОССИЙСКИЕ МИКРОСФЕРИЧЕСКИЕ КАТАЛИЗАТОРЫ КРЕКИНГА ВАКУУМНОГО ГАЗОЙЛЯ Назначение – все типы установок с микросферическим катализатором для производства: высокооктанового компонента бензинов сырья для производства МТБЭ, алкилата и нефтехимии ЛЮКС-2 Октифайн 480П 2011 2012 55-56 55,0 исследовательское октановое 92,5 93,0 выход олефинов С2-С4, % мас. 13,6 12,4 Объем производства бензинов, млн. т/год 2,0 2,0 Произведено катализатора в 2014 г., тонн 1700 700 Год освоения Показатели: выход бензина, % мас. число Разработаны катализаторы: ЛЮКС-1 - для переработки гидроочищенного утяжеленного вакуумного газойля с концом кипения до 580 °С с целью получения максимального выхода бензина с высоким октановым числом ЛЮКС-2 – для переработки смесевого сырья, в том числе продуктов вторичного происхождения с концом кипения до 600 °С, с целью получения максимального выхода светлых нефтепродуктов Информация ИППУ СО РАН 32 РЕКОНСТРУКЦИЯ КАТАЛИЗАТОРНОГО ПРОИЗВОДСТВА ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ОМСКИЙ НПЗ» Мощность: 9 000 тонн/год Лицензиар – ИППУ СО РАН Объем работ ОАО «ВНИПИнефть»: разработка проектной и рабочей документации Цели проекта: – Выпуск конкурентной продукции (улучшение качественных характеристик, снижение себестоимости, увеличение ассортимента) – Увеличение мощности производства катализаторов крекинга в два этапа (1 этап - до 4500 тонн в год) – Доведение до норм зданий, сооружений и оборудования Состояние проекта: – Выполнен сбор исходных данных и инженерные изыскания – Разработаны основные технические решения и проектная документация Срок ввода в эксплуатацию – 2016 г. 33 НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ, РАБОТАЮЩИЕ НА РОССИЙСКИХ НПЗ 2010-2014 гг. Вакуумная перегонка мазута с получением вакуумного газойля с концом кипения 560-580°С (ВНИПИнефть, ВНИИ НП) Низкотемпературная изомеризация (Изомалк-2 и ЮОП) Фтористоводородное алкилирование (ЮОП) Гидроочистка бензина каталитического крекинга (Аксенс) Гидродепарафинизация летнего дизельного топлива Гидрирование дистиллятов вторичного происхождения (ВНИИ НП) Гидрокрекинг и производство масел III группы (Шеврон) 34 НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ, ПЛАНИРУЕМЫЕ К ВНЕДРЕНИЮ Гидроконверсия гудрона в ОАО «Танеко» 50 тыс.т/г. (ИНХС) Гидрокрекинг гудрона (VVC) в ОАО «ТАИФ-НК» 2,7 млн.т/г. (KBR) Твердокислотное алкилирование в ОАО «Газпромнефть-МНПЗ» (ИНХС) Гидрокрекинг гудрона (Эйч Ойл) в ОАО «ЛукойлНижегороднефтеоргсинтез» (Аксенс) Гидрокрекинг гудрона (Юнифлекс) - Ярославский НПЗ им. Менделеева (ЮОП) Гидроочистка с гидродепарафинизацией мощностью 4 млн. т/г. в ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» (Exxon-Mobil) 35 ГИДРОКОНВЕРСИЯ ТЯЖЕЛЫХ ОСТАТКОВ НА НАНОРАЗМЕРНЫХ КАТАЛИЗАТОРАХ Разработчики: ИНХС РАН, ИПХФ РАН И ИМЕТ УРО РАН Показатели Гидроконверсия ИНХС Условия процесса: - давление, МПа - температура, °С Конверсия, % мас. Количество катализатора, % мас. 7,0-8,0 440-450 95,0 0.05 Информация ИНХС РАН Внедрение: • ОАО «Татнефть» - 50 тыс.т/г. (разработан базовый проект) Планируется внедрение: • ОАО «Газпром» (Астрахань) – 800 тыс.т/г • ОАО «Газпром нефть» (Москва) – 2,0 млн.т/г • ОАО «Ильский НПЗ» 36 Продано 6 лицензий: 3 – КНР; 1 - Россия; 1 – США; 1 - Камбоджа 37 VCC: ЛИКВИДНАЯ ПРОДУКЦИЯ 38 CОСТОЯНИЕ ПРОЕКТА УСТАНОВКИ VCC В ЮЙЛИНЕ, 450 ТЫС.Т/ГОД ПО ГУДРОНУ Материальный баланс,% мас. Лицензия – март 2011 г. Сдача в эксплуатацию завершена в конце декабря 2014 г. Подача нефтяного сырья 19 января 2015 г., пуск выполняется Взято: Гудрон Уголь 99,0 1,0 Всего: 100,0 Получено: Газ Бензин Дизельное топливо 10,2 17,3 69,0 Остаток 2,0 Потери 1,5 Всего: 100,0 39 Крупнейшая установка VCC: ТАИФ-НК ТАИФ - Оператор: Нижнекмский НПЗ, Татарстан,Россия Сырье -2,7 млн т/год (51 тыс. барр./сут.) гудрона для 1-й ступени - 1,0 млн. т/год (20 тыс. барр./сут.) ВГО для 2-й ступени Состояние -Лицензия: февраль 2012 г. -Базовое проектирование завершено -Ведется детальное проектирование -Начато строительство -Ввод в эксплуатацию: 2016 г. Материальный баланс,% мас. Взято: Гудрон ВГО 62 38 Всего: 100,0 Получено: СУГ Бензин Дизельное топливо ВГО Битум 10,2 14,1 60,0 12,4 2,0 Потери 1,3 Всего 100,0 40 ОАО «ВНИПИНЕФТЬ» - ВЕДУЩАЯ В РОССИИ ИНЖИНИРИНГОВАЯ КОМПАНИЯ В ОБЛАСТИ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ 85 лет на рынке инжиниринговых услуг Объем услуг ОАО «ВНИПИнефть» Выполнение предпроектных работ Проектирование Комплектация и поставка оборудования Управление строительством Наиболее крупные проекты последних лет: Установки первичной переработки нефти, каталитического крекинга , изомеризации, гидроочистки (ОАО «ТАНЕКО», ОАО «ТАИФ-НК», ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез», ОАО «Газпронефть-Московский НПЗ») Комплекс гидроочистки вакуумного газойля (ЗАО «Рязанская НПК») Комплексы гидрокрекинга вакуумного газойля (ОАО «ТАНЕКО», ООО «Славнефть-Ярослав-нефтеоргсинтез», ООО «ЛУКОЙЛПермнефтеоргсинтез», ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез») ВЫВОДЫ Основными проблемами, препятствующими модернизации отрасли, являются: Неясность налоговой политики Правительства в области нефтепереработки Финансовые санкции США и ЕС Высокая импортозависимость отрасли Увеличение стоимости оборудования из-за падения курса рубля Основные причины переноса сроков реализации проектов модернизации нефтепереработки: Увеличение стоимости проектов Срывы сроков поставки оборудования Использование при модернизации предприятий отрасли отечественных технологий, оборудования и услуг российских инжиниринговых компаний позволит ослабить зависимость от импорта и решить проблему импортозамещения в отрасли ОАО «ВНИПИнефть», являясь ведущей в России инжиниринговой компанией, готово оказывать весь комплекс необходимых на рынке инжиниринговых услуг для модернизации действующих и строительства новых объектов нефтепереработки и нефтехимии 42 Спасибо за внимание
