Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира
Подождите немного. Документ загружается.
471
компаний, которые сбалансированы по объемам добычи и переработки нефти, имеют
стабильное обеспечение сырьем от головной компании. В ряде случаев вертикально
интегрированные компании покупают часть необходимой для переработки нефти у других
компаний или независимых недропользователей. Это относится к обеспечению нефтью
Рязанского, Туапсинского, Комсомольского, Омского, Ярославского, Нижнекамского,
Московского НПЗ, а также НПЗ Уфимской группы и Салаватского НПЗ. Обеспечение
Орского НПЗ частично осуществляется за счет поставок нефти из Казахстана.
Считать корпоративную структуру нефтеперерабатывающей промышленности России
относительно постоянной преждевременно. Сравнительно недавно компания НОРСИ
перешла под контроль ЛУКОЙЛа, государственная российско-белорусская компания
Славнефть перешла под контроль консорциума ТНК и Сибнефти, а Сибнефть, в свою
очередь, под контроль Газпрома. Возможны и другие слияния компаний, образование
альянсов, союзов компаний, приобретение активов одних компаний другими. Процесс
конституциональной перестройки российской нефтеперерабатывающей промышленности
продолжается.
Структура переработки нефти по компаниям представлена в табл. 7.18.
Таблица 7.18
Структура переработки нефти по компаниям в 2004–2005 гг. [340]
Компании
2004 г. 2005 г.
млн т % млн т %
ЛУКОЙЛ 35,25 18,2 36,99 17,9
ЮКОС 31,54 16,3 32,30 15,6
THK-BP 20,18 10,4 23,07 11,1
Сургутнефтегаз 15,97 8,2 18,28 8,8
Сибнефть 14,31 7,4 14,50 7,0
Славнефть 12,43 6,4 12,79 6,2
Роснефть 9,35 4,8 10,46 5,1
Московский НПЗ 9,40 4,8 9,35 4,5
Башнефтехим 18,31 9,4 19,14 9,3
Салаватнефтеоргсинтез 6,26 3,3 7,12 3,4
Нижнекамский НПЗ 6,44 3,2 6,61 3,2
Газпром 5,33 2,8 5,51 2,7
Мини-НПЗ 3,90 2,0 4,08 2,0
Группа Альянс 2,90 1,5 3,06 1,5
Другие 2,56 1,3 3,47 1,7
Всего 194,13 100,0 206,73 100,0
Выявились лидеры в нефтепереработке России, однако происходящие
институциональные изменения могут привести к заметному изменению структуры
переработки по компаниям.
7.5. Нефтеперерабатывающий сектор нефтегазовых компаний
ЮКОС. Название компании происходит частично от «Куйбышевнефтеоргсинтез»,
объединения, включавшего в свой состав Куйбышевский (Самарский), Новокуйбышевский и
Сызранский НПЗ, и вошедшего в состав вертикально интегрированной компании ЮКОС.
В г. Самара работает Куйбышевский (Самарский) НПЗ, построенный в годы Второй
мировой войны. Мощность завода – 7,0 млн т/год. Нефть на завод поступает из Западной
Сибири и Татарстана. Работают установки каталитического крекинга с шариковым
катализатором (2 шт.), термического крекинга, каталитического риформинга с неподвижным
слоем катализатора и блоком гидроочистки (2 шт.), гидроочистки дизельного топлива.
Отношение мощностей установок вторичных процессов к мощности по первичной
переработке нефти на начало 2001 г. – 73,9%.
Завод имеет топливное направление. В последние годы на заводе введена на заводе
установка ЭЛОУ-АВТ мощностью 3,5 млн т/год. Предполагался ввод установки
каталитического крекинга мощностью 1 млн т/год, однако из-за отсутствия финансирования
472
проект не реализован..
Новокуйбышевский НПЗ, расположенный недалеко от Самары, был введен в
эксплуатацию в 1951 г. Мощность по первичной переработке нефти 9,5 млн т/год. Нефть
поступает из Западной Сибири и с местных промыслов. В состав завода входят установки
каталитического крекинга с шариковым катализатором, термического крекинга,
замедленного коксования, риформинга с гидроочисткой бензина (2 шт.), производства масел,
парафинов. Удельный вес вторичных процессов к мощности по первичной переработке –
74,8%. На заводе выпускается широкий набор моторных топлив, масел, мазутов,
ароматических углеводородов, кокса и др. продуктов. На заводе предусмотрено создание
комплекса каталитического крекинга, реконструкция установки Парекс с переводом ее на
процесс легкого гидрокрекинга, строительство установки изомеризации легкой нафты. Из-за
недостатки финансирования модернизация завода задерживается.
Сызранский НПЗ расположен в г. Сызрань. Мощность по прямой перегонке нефти 6,7
млн т/год. Снабжение нефтью с месторождений Поволжья. На заводе функционируют
установки каталитического крекинга с шариковым катализатором (2 шт.), термического
крекинга, риформинга с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки (4 шт.),
гидроочистки дизельного топлива, Парекс и алкилирования, а также производство битума.
Удельный вес вторичных процессов по отношению к мощности по первичной переработке
нефти на начало 2001 г. – 101,4%. Завод имеет топливное направление. Ближайшей задачей
является реконструкция установок каталитического крекинга (перевод на технологию
«флюид»), строительство установки изомеризации. В более отдаленной перспективе
намечена замена старых блоков первичной перегонки на современную установку ЭЛОУ-
АВТ-6 и строительство комплекса по глубокой переработке мазута. По уже упомянутой
причине отложены и эти проекты.
Ачинский НПЗ вошел в состав ЮКОСа в 1998 г. Это один из относительно недавно
(1983 г.) построенных заводов. Его мощность – 6,5 млн т/год. Обеспечение нефтью с
месторождений Западной Сибири. В состав завода входят: комбинированная установка
прямой перегонки, установки гидроочистки бензинов, керосина и дизельного топлива,
каталитического риформинга, установки газофракционирования и производства битума.
Удельный вес вторичных процессов по отношению к мощности по прямой перегонке нефти
– 63%. Завод имеет топливное направление. Ведется строительство комбинированного блока
производства вакуум-газойля в составе глубоковакуумной дистилляции мазута,
замедленного коксования, прокалки кокса. В более отдаленной перспективе планировалось
строительство комплекса гидрокрекинга и установки изомеризации, однако этим планам в
ближайшее время вряд ли удастся осуществиться.
С 2002 г. в состав компании ЮКОС вошел крупнейший Ангарский нефтехимический
комбинат. НПЗ в составе нефтехимического комбината построен в 1955 г. Его мощность по
прямой переработке нефти – 19,2 млн т/год. Имеет в своем составе установки:
каталитического крекинга с мелкосферическим катализатором, замедленного коксования,
каталитического риформинга (2 шт.), гидроочистки бензина и дизельного топлива,
производства битума. На заводе действует комбинированная установка, включающая в свой
состав блок атмосферной перегонки, установки каталитического крекинга «ортофлоу»,
термокрекинга, газофракционирования. Удельный вес вторичных процессов к мощностям по
первичной переработке – 44,4%. На заводе производится широкий набор моторных топлив,
мазутов, нефтяных коксов, масел, нефтехимического сырья. Важным этапом модернизации
завода является строительство комплекса гидрокрекинга тяжелого вакуум-газойля,
установки изомеризации бензина, однако и эти проекты пока не реализованы.
Компания ЮКОС проявила в свое время интерес к нефтеперерабатывающим активам
за пределами России. В частности, ею был выкуплен крупный пакет акций Мажейкяйского
НПЗ в Литве (у американской компании Williams). Эта сделка вкупе с приобретением пакета
акций терминала в Бутинге (Литва) создала возможность для компании улучшить
конкурентоспособность своей продукции на европейском рынке за счет приближения
473
производства нефтепродуктов к потребителю. В настоящее время пакет акций завода в
Мажейкяе компанией ЮКОС продан. В состав компании ЮКОС входит также мини-НПЗ в
пос. Стрежевой мощностью 0,3 млн т/год. Суммарный объем налоговых требований к
компании ЮКОС вынудит ее объявить о своем банкротстве.
Башнефтехим. Компания владеет тремя НПЗ в г. Уфа, образуя наиболее мощный
нефтеперерабатывающий комплекс, сосредоточенный в одном пункте. Старейшим из трех
заводов является Уфимский НПЗ, построенный в 1938 г. Мощность завода – 11,7 млн т/год,
Снабжение нефтью с Туймазинского месторождения и из Западной Сибири. На заводе
работают установки термического крекинга (висбрекинга), риформинга с неподвижным
слоем катализатора и блоком гидроочистки бензинов, гидроочистки дизельного топлива,
производства битума, каталитического крекинга (работает с 1995 г.), получения серы по
технологии Клауса. Доля вторичных процессов по отношению к мощности по первичной
переработке нефти – 83,4%. Основное направление – топливное и нефтехимическое.
Важнейшим направлением модернизации завода является создание установки риформинга с
непрерывной регенерацией катализатора и установки замедленного коксования.
Ново-Уфимский НПЗ введен в эксплуатацию в 1951 г. Его мощность – 14,7 млн т/год.
На заводе функционируют 3 установки каталитического крекинга с шариковым
катализатором, установки замедленного коксования, риформинга с блоком очистки
бензинов, сернокислотного алкилирования, гидроочистки дизельных топлив, производства
битумов и масел. Удельный вес вторичных процессов к мощности по первичной переработке
нефти – 69,5%. Направление – топливно-масляное. На заводе намечена и осуществляется
программа реконструкции и модернизации. Завершается реконструкция установки
каталитического риформинга (перевод на непрерывную регенерацию катализатора и
включение в комплекс установки изомеризации легких прямогонных и риформированных
бензиновых фракций). Намечено строительство установки сернокислотного алкилирования.
Для переработки высокосернистого сырья предусматривается ввод комбинированной
технологической системы прямой перегонки (взамен выбывающих), гидроочистки,
каталитического риформинга тяжелых бензиновых фракций и изомеризации легкой
гидроочищенной нафты, гидрооблагораживания дизельных топлив. В более отдаленной
перспективе намечено строительство установки висбрекинга гудрона.
Завод Уфанефтехим построен в 1957 г. Мощность по первичной переработке нефти 9,5
млн т/год. Снабжается нефтью с местных Арланского и Уфимского месторождений и из
Западной Сибири. На заводе функционируют установки каталитического крекинга,
гидрокрекинга, гидроочистки дизельного топлива, каталитического риформинга с
неподвижным слоем катализатора и непрерывной регенерацией катализатора, а также с
блоком гидроочистки бензинов, комплекс по производству ароматических углеводородов,
битумная установка, производство масел. Доля вторичных процессов по отношению к
мощности по первичной переработке нефти составляет 86,2%. На заводе получают широкую
гамму нефтепродуктов и нефтехимического сырья. Реконструируется блок по производству
ароматических углеводородов с целью увеличения производства целевого продукта –
параксилола. Намечено строительство установки смешения, расфасовки и затаривания масел.
Прорабатывается проект замены устаревших мощностей по первичной переработке нефти
современным блоком ЭЛОУ-АВТ-6.
ЛУКОЙЛ. Пермский НПЗ, построенный в 1957 г., имеет мощность по прямой
перегонке нефти 12 млн т/год. Снабжение нефтью – с западносибирских месторождений
компании. Вторичные процессы представлены установками каталитического крекинга с
шариковым катализатором, термокрекинга, замедленного коксования, риформинга с
неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки бензина, производства битума,
масел, гидроочистки дизельных топлив. Доля вторичных процессов к мощности по
первичной переработке нефти – 78,4%. Выпускается широкий набор нефтепродуктов и
нефтехимического сырья. После вхождения завода в состав компании ЛУКОЙЛ была
развернута интенсивная деятельность по модернизации практически всех установок. Первый
474
этап модернизации был недавно завершен.
В настоящее время осуществляется второй этап, основой которого является
строительство установки гидрокрекинга вакуумного газойля по лицензии американской
компании Texaco (T-Star). Установка глубокой переработки мазута на базе процесса
гидрокрекинга пущена в эксплуатацию в 2004 г. Перспективным планом развития завода
предусмотрена также реконструкция установки каталитического крекинга и каталитического
риформинга, строительство установок по производству кислородсодержащей добавки к
автобензину, каталитического риформинга и изомеризации легких бензиновых фракций.
Волгоградский НПЗ был построен в 1957 г. и ориентирован на переработку
малосернистых нефтей. Мощность завода по первичной переработке нефти – 9,6 млн т/год.
На заводе работают установки коксования, термического крекинга, риформинга с
неподвижным слоем катализатора с блоком гидроочисток, карбамидной депарафинизации,
гидроочистки керосина, Парекс, производства масел. Доля вторичных процессов к мощности
по первичной переработке нефти – 51,8%. Основные виды продукции: моторные топлива,
печное топливо, мазуты, масла, ароматические углеводороды, кокс, битум. В плане
реконструкции завода задумано создать новый технологический комплекс по производству
высокооктановых неэтилированных бензинов, включающий установки
газофракционирования, стабилизации бензинов, каталитического риформинга с непрерывной
регенерацией катализатора, изомеризации и компаундирования бензинов. Намечен ввод в
эксплуатацию установок гидрооблагораживания дизельных фракций, каталитического
гидрокрекинга вакуумного газойля с сопряженным производством водорода. В плане
значится также модернизация производства масел и присадок.
Ухтинский НПЗ построен в 1933 г. Снабжается нефтью с месторождений Республики
Коми. Мощность по первичной переработке нефти – 6,2 млн т/год. Среди вторичных
процессов – установки термического крекинга, риформинга, битумное производство. Доля
вторичных процессов к мощности по первичной переработке нефти невысока – всего 14,3%.
Завод имеет топливное направление. После вхождения завода в компанию ЛУКОЙЛ
разработан план развития завода на перспективу, а именно, строительство новой установки
ЭЛОУ-АТ, установки гидроочистки и гидродепарафинизации дизельного топлива,
дооборудование установки риформинга блоком изомеризации, создание блока висбрекинга
(путем реконструкции одной из установок прямой переработки нефти).
Нижегородский НПЗ, расположенный в г. Кстово (40 км от Нижнего Новгорода) начал
работать в 1958 г. Владельцем завода была компания НОРСИ, не располагавшая
собственными нефтедобывающими предприятиями, поэтому в отличие от вертикально
интегрированных нефтяных компаний испытывавшая постоянные трудности с загрузкой
мощности в 15 млн. т/год сырьем. В состав завода входят несколько установок риформинга
бензинов с предварительной гидроочисткой прямогонных бензинов и получением
высокооктановых бензинов и ароматических углеводородов, две установки гидроочистки
дизельных топлив, этиленовая установка мощностью 300 тыс. т/год этилена, производства
масел, битумов, парафинов. Удельный вес вторичных процессов по отношению к мощности
по первичной переработке нефти – 56,5%. На заводе выпускается широкая номенклатура
продуктов: топлив, масел, нефтехимической продукции, парафинов, битумов. Дальнейшее
развитие завода намечено вести в направлении увеличения производства и улучшения
качества бензинов и дизельных топлив (создаются мощности риформинга с непрерывной
регенерацией катализатора – введена в 2004 г. – и каталитического крекинга). Цель
модернизации – доведение глубины переработки до 90%. Завершение нового строительства и
реализация ввода упомянутых установок позволит выпускать продукцию, отвечающую
экологическим требованиям.
Компании ЛУКОЙЛ принадлежат два мини-НПЗ, расположенных в районах добычи
нефти (Урай, Когалым).
На модернизацию своих нефтеперерабатывающих заводов на территории России
ЛУКОЙЛ в 2005 г. потратил почти 11 млрд руб. Реализация программы модернизации
475
рассчитана на несколько лет с тем, чтобы все выпускаемые на российских НПЗ компании
ЛУКОЙЛ нефтепродукты уже в 2007–2009 гг. соответствовали нормативам Евро-3, а к 2014
г. – Евро-4.
Компания ЛУКОЙЛ проводит активную политику расширения своего
нефтеперерабатывающего сектора. Компания приобрела контрольный пакет акций завода
Petrolul в Плоешти (Румыния), нефтехимического комбината в Бургасе (Болгария),
Одесского НПЗ; ведутся переговоры о приобретении Гданьского НПЗ (Польша), завода
компании Hellenic Petroleum (Греция); приобрела акции завода в г. Кстово (Нижегородская
область, компания НОРСИ). Благодаря уже сделанным приобретениям компания ЛУКОЙЛ
сохраняет лидерство по масштабам переработки нефти.
В 2005 г. суммарный объем переработки компании ЛУКОЙЛ составил 47 млн т, из
которых 10 млн т (21 %) было переработано на зарубежных заводах компании.
Тюменская нефтяная компания. Рязанский НПЗ построен в 1960 г. Нефтью
обеспечивается с месторождений Западной Сибири по трубопроводу Сургут – Полоцк.
Мощность завода – 18 млн т/год. Среди установок вторичных процессов: термический
крекинг, каталитический крекинг с микросферическим катализатором, риформинг с
неподвижным слоем катализатора и блоками гидроочистки бензина, производства битумов и
масел, установки гидроочистки дизельных топлив, деапкилирования толуола. Доля
вторичных процессов к мощности по первичной переработке нефти – 55,7%. Завод
производит широкую номенклатуру нефтепродуктов и нефтехимического сырья.
Реконструкция НПЗ осуществляется при участии компании Amoco Oil (теперь входит в
состав British Petroleum). План реконструкции включает модернизацию установки
каталитического крекинга и дополнения её процессами сернокислотного алкилирования
бутан-бутиленовой фракции (ввод намечен на 2006 г.) и гидроочистки сырья (вакуумного
газойля). Установки гидроочистки вакуум-газойля была введена в эксплуатацию в конце
2005 г. Прорабатываются проекты создания установок гидрокрекинга вакуумного газойля,
замедленного коксования и каталитического риформинга. Установка гидрокрекинга в 2006 г.
должна войти в эксплуатацию.
Орский НПЗ был построен в 1935 г. Его мощность – 6,6 млн т/год. Нефть на завод
поступает с месторождений компании в Западной Сибири, а также импортируется из
Казахстана. В настоящее время кроме атмосферных установок функционируют установки
каталитического риформинга с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки,
производства битумов и масел. Доля вторичных процессов к мощностям по прямой
переработке нефти – 61,1%. Основное направление производства – топливно-масляное.
Согласно программе модернизации Орского НПЗ намечено строительство установок
газофракционирования, гидроочистки базовых масел. В более отдаленной перспективе
планируется строительство установок каталитического крекинга, висбрекинга остатков,
каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора. Однако компания
ТНК-ВР продала акции Орского завода, с намерением сосредоточить усилия на
реконструкции Рязанского НПЗ и Ярославского НПЗ, находящегося в совместном ведении
ТНК-ВР и Сибнефть.
Сравнительно недавно в состав ТНК вошел Нижневартовский завод мощностью 1,9
млн т/год. На заводе осуществляется прямая перегонка и часть полученных фракций
поступает на Рязанский НПЗ. Компания владеет также Красноленинским мини-НПЗ.
Сибнефть. Омский НПЗ начал функционировать с 1955 г. и до 1997 г. был самым
крупным заводом по переработке нефти в России. В настоящее время его мощность – 19,5
млн т/год. Нефть на завод поступает с Самотлорского и Ноябрьского месторождений. Завод
включает в свой состав семь основных производств: топливное производство,
газокаталитическое производство, риформинги, нефтехимическое производство, получение
масел, катализаторное производство, выпуск товаров народного потребления. В состав
вторичных процессов завода входят установки термокрекинга, каталитического крекинга (2
шт.), коксования, газофракционирования, гидрокрекинга, риформинга с получением
476
высокооктановых бензинов и ароматических углеводородов, гидроочистки дизельных
топлив, производства масел, присадок, синтетических жирных кислот. Доля вторичных
процессов к мощности по прямой перегонке нефти – 84,0%. На заводе получают широкий
набор нефтепродуктов и нефтехимической продукции. В 2002 г. на заводе введена установка
сернокислотного алкилирования.
В 2005 г. Омский НПЗ занял среди отечественных заводов первое место по
производству бензина (3 млн т), дизельного топлива (4,7 млн т) и ароматических
углеводородов (0,4 млн т). Инвестиционный план Омского НПЗ предполагает вложения в
завод в период до 2012 г. в размере 850 млн долл. [399]. Эти средства пойдут на
модернизацию установок по прямой перегонке нефти, строительство блока гидроочистки,
кардинальное обновление производства масел. Сегодня совместно с Shell Global Solution
Сибнефть формирует концепцию развития завода на период до 2025 г., которая
предусматривает увеличение перерабатывающих мощностей и развитие нефтехимических
производств. В случае принятия этой программы Газпромом инвестиции в Омский НПЗ
могут составить 3,7 млрд долл.
Сургутнефтегаз. Киришский НПЗ (КИНЕФ) является наиболее крупным российским
предприятием по переработке нефти, работающим по топливно-нефтехимической схеме.
Мощность завода – 17,3 млн т/год. Обеспечение нефтью – с западносибирских
месторождений и района Ухты. На заводе функционируют установки риформинга с
неподвижным слоем катализатора (4 шт.), с секциями предварительной гидроочистки
бензинов, изоселектоформинга, гидроочистки дизельных топлив, производства линейного
алкилбензола (ЛАБ) и линейного этилбензолсульфоната (ЛАБС), гидрооблагораживания
керосина. Уровень развития вторичных процессов (к мощностям по первичной переработке)
– 54,4%. Дальнейшее развитие завода пойдет по пути освоения комплекса гидрокрекинга (по
технологии американской компании Chevron). Таким способом предполагается решить
проблему увеличения масштабов производства и улучшения качества дизельного топлива. В
более отдаленной перспективе планируется провести модернизацию установок производства
бензина на основе комплекса каталитического крекинга и сопряженных с ним процессов
получения бессернистых высокооктановых бензинов. За счет модернизации мощность завода
была увеличена. В 2005 г. на заводе КИНЕФ было переработано 18,5 млн т нефти и
произведено 17,4 млн т нефтепродуктов.
Славнефть. Ярославский НПЗ был построен в 1927 г. Мощность – 14,0 млн т/год.
Снабжение нефтью – с западносибирских месторождений компании и из Ухты. Вторичные
процессы представлены установками каталитического крекинга с микросферическим
катализатором, риформинга с получением высокооктановых бензинов и ароматических
углеводородов, сернокислотного алкилирования, изомеризации, экстракции газойля
каталитического крекинга, производствами масел и битумов. Доля вторичных процессов к
мощности первичной переработки составляет 41,9%. На заводе выпускается разнообразная
продукция (топлива, масла, битумы, нефтехимикаты). Недавно было завершено сооружение
установки каталитического крекинга флюид. Следующим этапом реконструкции завода
является сооружение установок висбрекинга (эта установка была введена в эксплуатацию в
2005 г.), риформинга с непрерывной регенерацией катализатора и гидрокрекинга (строятся).
На заводе имеются ресурсные возможности для создания установки по производству
кислородсодержащей добавки к бензинам (МТБЭ).
Компании Славнефть принадлежит также один из старейших российских нефтезаводов
– Ярославский НПЗ им. Д.И.Менделеева (мощность – 0,5 млн т/год), а также Мозырский
НПЗ в Белоруссии. Недавно компания Славнефть перешла под контроль консорциума
компаний ТНК и Сибнефть.
Московский НПЗ введен в эксплуатацию в 1938 г. Мощность – 12,2 млн т/год.
Снабжение нефтью – из Западной Сибири и из Ухты. Вторичные процессы на заводе
следующие: комплекс каталитического крекинга с микросферическим катализатором и лифт-
реактором, каталитический риформинг с неподвижным слоем катализатора и блоком
477
гидроочистки, две установки гидроочистки дизельного топлива, битумное производство.
Уровень развития вторичных процессов достаточно высок – 90,4% к мощности первичной
переработки нефти. Организовано производство МТБЭ, однако оно передано в управление
частной компании. Имеется крупная установка производства полипропилена на базе
получаемого на заводе пропилена. Состав выпускаемой продукции – топливно-
нефтехимический. Поскольку Московский НПЗ является ведущим предприятием по
обеспечению высококачественными топливами Москвы и Московской области, главное
внимание должно быть уделено снижению содержания ароматики в бензинах и серы в
дизельных топливах.
Салаватский нефтеперерабатывающий комплекс был построен в 1952 г. Мощность
по первичной переработке нефти – 11,7 млн т/год. Нефть на завод поступает из Западной
Сибири и местных месторождений. Вторичные процессы на заводе представлены тремя
установками каталитического крекинга с шариковым катализатором, установкой
термического крекинга, несколькими установками каталитического риформинга с
неподвижным слоем катализатора и с блоком гидроочистки бензинов и получением
ароматических углеводородов. Уровень развития вторичных процессов – 47,3% к мощности
по первичной переработке нефти. На Салаватском заводе производятся кроме
нефтепродуктов нефтехимическое сырье и готовые нефтехимика™. В целях модернизации
производства завершается строительство комплекса по производству этилбензола – стирола
– полистирола и планируется сооружение новой установки по комплексной переработке
местного сернистого сырья (нефти и газового конденсата) – установки каталитического
крекинга. Строительство этой установки уже ведется.
Роснефть. Комсомольский НПЗ был построен в 1942 г. Мощность завода – 5,8 млн
т/год. Нефть поступает с о. Сахалин и из Западной Сибири. До сравнительно недавнего
времени не имел установок по вторичной переработке. В 2001 г. была введена в
эксплуатацию установка риформинга. На ближайший период предусматривается
строительство установки АВТ-2 и комплекса по глубокой переработке мазута на базе
гидрокрекинга вакуумного газойля и замедленного коксования. Для улучшения качества
моторных топлив проектируется ввод установок гидрооблагораживания дизельного топлива
(введена в эксплуатацию), очистки авиакеросина, изомеризации бензинов. В более
отделенной перспективе намечено создать на заводе производство масел. В 2005 г. объем
переработки на Комсомольском НПЗ за счет модернизации возрос до 6,4 млн т.
Туапсинский НПЗ построен в 1949 г. Мощность по переработке – 4,2 млн т/год.
Снабжение нефтью с месторождений Краснодарского и Ставропольского краев,
Волгоградской области, а также из Западной Сибири. Из вторичных процессов имеется
только риформинг с периодической регенерацией катализатора. Разработана обширная
программа реконструкции и развития завода. На ближайшую перспективу намечена
модернизация установки риформинга, строительство комплекса установок прямой
переработки нефти, висбрекинга гудрона, гидрокрекинга вакуумного газойля,
газофракционирования, гидроочистки керосина, производства водорода. В более отдаленной
перспективе планируется увеличение глубины переработки нефти за счет ввода установок
риформинга, изомеризации и гидроочистки. По долгосрочному плану предполагается
увеличение мощности Туапсинского завода до 12 млн т/год, на что Роснефть согласна
затратить 1,2 млрд долл.
СИДАНКО. Саратовский завод «Крекинг» построен в 1934 г. Нефть поступает с
месторождений Волжско-Уральского района и из Западной Сибири. Мощность – 7,1 млн
т/год. Хотя завод носит название «Крекинг», ни одной установки крекинга здесь нет.
Имеется установка риформинга с неподвижным слоем катализатора с блоком гидроочистки
бензинов, получения битумов, гидроочистки дизельного топлива. Уровень вторичных
процессов составляет 42,8% к мощности по первичной переработке нефти. Направление
деятельности – топливное. На заводе разработана программа реконструкции, согласно
которой на первом этапе предусматривалось реконструировать действующую установку
478
ЭЛОУ-АВТ-6 и построить установку гидрокрекинга при среднем давлении по лицензии
американской компании UOP, а на втором – построить установку каталитического
риформинга с непрерывной регенерацией катализатора. Однако из-за финансовых
трудностей эта программа сократилась до реконструкции установки гидроочистки
дизельного топлива, строительства установок гидроочистки керосина, изомеризации
бензиновых фракций и висбрекинга гудрона.
Компания также владеет мини-НПЗ (Варьеган).
Татнефть. Нижнекамский НПЗ введен в эксплуатацию в 1980 г. Сравнительно недавно
выделился из состава Нижнекамского нефтехимического комбината. Мощность по
перерабатываемой нефти – 5,6 млн.т/год. Вырабатывается бензин для пиролиза, сернистое
дизельное топливо и сернистый мазут. В соответствии с программой дальнейшего развития
завода установка ЭЛОУ-АВТ дополняется вакуумным блоком, строятся установки
гидроочистки дизельного топлива и висбрекинга гудронов. В более отдаленной перспективе
планируется строительство комплекса каталитического крекинга. Нижнекамский завод
планируют превратить в полноценный НПЗ.
В рамках комплекса будут функционировать НПЗ глубокой переработки мощностью 7
млн т/год и нефтехимический комплекс по производству ароматических углеводородов.
Реализация проекта потребует 3,2 млрд долл. Кроме этого в Татарстане действует Елховская
нефтеперерабатывающая установка, на которой в 2005 г. было выработано 100 тыс т
дизельного топлива, почти 30 тыс т битума и 62 тыс т автобензина, в основном марки
Регуляр-92.
Группа «Альянс». Хабаровский НПЗ построен в 1936 г. Мощность – 4,7 млн т/год.
Снабжение нефтью – из Западной Сибири по нефтепроводу до Ангарска, далее – железной
дорогой. Из вторичных процессов имеются только риформинг и производство битумов.
Удельный вес вторичных процессов – 13,3% к мощности по первичной переработке.
Основное направление завода – топливное. Проектом модернизации предусмотрено
строительство блока изомеризации бензинов, установки гидрооблагораживания дизельных
топлив, замена устаревшего риформинга новой современной установкой.
В районе г. Краснодара расположено 2 небольших НПЗ: Краснодарский НПЗ (компания
Краснодарэконефть, мощность – 3 млн т/год) и Афипский (компания НПП «Профит»,
мощность 1,4 млн т/год). На Краснодарском заводе доля вторичных процессов только 10,1%
к мощности по первичной перегонке, оборудование устарело. Если не будут предприняты
усилия по модернизации завода, его придется закрыть. Афипский завод имеет уровень по
развитию вторичных процессов 58,8% к мощности по первичной перегонке нефти.
Дальнейшее развитие Афипского завода связано с прокладкой нефтепровода Тихорецк-
Афипская (210 км). В случае стабильного снабжения завода сырьем возможно
осуществление намеченной программы развития завода, а именно, строительство установок
АВТ, каталитического риформинга, гидроочистки дизельного топлива, каталитического
крекинга и производства водорода.
Кроме вышеперечисленных следует упомянуть конденсатоперерабатывающие заводы
Газпрома (Сургутский, Уренгойский, Астраханский, Кубанский), а также мини-НПЗ, часть
которых (Черногорский, Тарасовский, Норильский, Якутский) расположены в северных
территориях, часть (Марийский, Махачкалинский, Ульяновский, Кугуйский) – в европейской
части России.
Если намеченные программы модернизации, реконструкции и расширения
отечественных нефтеперерабатывающих заводов полностью осуществятся, произойдут
заметные технологические сдвиги в отечественной нефтеперерабатывающей
промышленности (табл. 7.19).
7.6. Размещение нефтеперерабатывающих заводов
Нефтеперерабатывающие заводы в царской России были размещены преимущественно
на Кавказе (Баку, Грозный). В СССР размещение НПЗ осуществлялось по заранее
479
намеченным планам при учете следующих факторов:
• повышение плотности потребления и более равномерное распределение
нефтепереработки по территории страны;
• приближение НПЗ к потребителям с целью обеспечения более надежного снабжения
потребителей и сокращения затрат на транспортировку;
• развитие нефтепереработки в окраинных и отдаленных районах страны с целью их
гармоничного развития; учет стратегических соображений безопасности.
Таблица 7.19
Прогнозируемые перспективы развития вторичных процессов нефтепереработки России, %
Процессы 2001 г. 2005 г. 2010 г.
Углубляющие процессы, всего 20,9 30,5 33,7
В т.ч. каталитический крекинг 6,0 8,1 9,6
гидрокрекинг 0,4 5,7 7,0
термокрекинг+висбрекинг 5,9 7,7 8,0
коксование 1,9 2,1 2,2
производство битума 3,8 3,9 3,9
производство масел 1,5 1,4 1,4
прочие 1,4 1,6 1,6
Процессы, улучшающие качество нефтепродуктов, всего 36,5 42,6 47,2
В т.ч. риформинг 11,3 12,6 13,8
гидроочистка дизтоплив, керосина 22,3 23,7 25,0
гидроочистка сырья каткрекинга 2,2 4,6 6,2
алкилирование 0,2 0,4 0,6
изомеризация 0,4 1,1 1,4
производство кислородсодержащих добавок 0,06 0,15 0,2
Всего вторичных процессов 57,4 73,1 80,9
Глубина переработки 68,0 74,0 81,0
После распада СССР произошли заметные ухудшения в размещении
нефтеперерабатывающей промышленности. Обнажились региональные диспропорции в
размещении добычи и переработки нефти, производстве и потреблении нефтепродуктов.
Особенное заметным стало несовпадение масштабов производства и потребления
нефтепродуктов, в частности, концентрации мощностей и объемов производства в Урало-
Поволжском регионе. При этом в регионе Урало-Поволжья относительно выше доля
вторичных процессов, т.е. сосредоточено производство наиболее «ходовых»
нефтепродуктов. А там, где потребность в них наибольшая, удельный вес вторичных
процессов ниже (табл. 20). Следует также отметить, что за период 1994–2003 гг.
диспропорции в региональной структуре перерабатывающих мощностей, производства и
потребления нефтепродуктов сохранились и неблагоприятное положение ряда регионов даже
ухудшилось (табл.7.21).
Таблица 7.20
Сопоставление объемов добычи, переработки нефти, производства и потребления нефтепродуктов в 2000 г.
[235, 339, 340]
Экономические
районы
Добыча*
Мощности по
переработке нефти**
Переработка
нефти**
Производство
нефтепродуктов***
Потребление
нефтепродуктов****
млн т % млн т % млн т % млн т % млн т %
Северный 3,8 1,4 6,3 2,3 3,6 2,1 2,3 17 6,1 7,8
Северо-Западный – – 17,3 6,3 16,0 9,4 14,7 11,0 5,2 6,6
Центральный – – 44,6 16,2 31,8 18,6 26,4 19,8 13,4 17,1
Волго-Вятский – – 15,1 5,5 3,7 2,2 3,1 2,3 3,3 4,2
Центрально-Черноземный
– – – – – – – – 3,0 3,8
Поволжский 36,2 13,2 53,1 19,3 28,8 16,9 22,5 16,8 9,1 11,6
Северо-Кавказский 3,0 1,1 7,2 2,6 4,8 2,8 3,2 2,4 6,1 7,8
Уральский 30,9 11,2 67,4 24,5 45,7 26,8 34,3 25,6 10,4 13,3
Западносибирский 198,8 72,3 23,9 8,7 17,4 10,1 12,4 9,3 8,1 10,5
Восточносибирский – – 29,7 10,8 12,8 7,5 10,5 7,9 6,8 8,7
Дальневосточный 1,4 0,5 10,4 3,8 6,2 3,6 4,3 3,2 6,1 7,8
Калининградская обл. 0,7 0,3 – – – – – – 0,6 0,8
480
Итого по России 274,8 100,0 275,0 100,0 170,8 100,0 133,7 100,0 78,2 100,0
* не учтена добыча нефти и газового конденсата средними и мелкими компаниями.
** исключая Грознефтеоргсинтез и мини-НПЗ.
*** автобензин, дизельное топливо, реактивное топливо, мазут.
**** автобензин, дизельное топливо, мазут
Таблица 7.21
Динамика региональной структуры мощностей по переработке нефти, объемов переработки, производства и
потребления моторных топлив(МТ) в 1994–2003 гг. (%) [235, 338]
№
п/п
Регионы
Мощности Переработка Производство МТ Потребление МТ
Годы Годы Годы Годы
1994 2000 2003 1994 2000 2003 1994 2000 2003 1994 2000 2003
1 Северный 1,5 2,3 2,3 1,7 2,1 1,9 1,0 1,7 1,3 5,4 7,8 7,6
2 Северо-Западный 6,1 6,3 6,4 6,6 9,4 8,1 5,7 11,0 9,4 5,7 6,6 7,9
3 Центральный 15,4 16,2 16,8 15,5 18,6 17,0 14,4 19,8 18,5 15,7 17,1 16,0
4 Волго-Вятский 6,9 5,5 5,6 8,9 2,2 6,3 7,8 2,3 6,5 4,9 4,2 3,0
5 Центрально-Черноземный – – – – – – – – – 4,2 3,8 4,8
6 Поволжский 16,8 19,3 15,5 17,3 16,9 16,9 17,0 16,8 16,5 10,6 11,6 10,3
7 Северо-Кавказский 7,8 2,6 3,2 2,5 2,8 3,1 2,5 2,4 3,1 11,1 7,8 11,8
8 Уральский 23,8 24,5 27,2 23,9 26,8 24,6 23,9 25,6 23,9 10,7 13,3 16,4
9 Западносибирский 8,3 8,7 9,5 8,9 10,1 10,4 11,5 9,3 8,9 11,6 10,5 8,7
10 Восточносибирский 10,0 10,8 9,6 12,5 7,5 7,1 13,4 7,9 7,5 8,4 8,7 4,6
11 Дальневосточный 3,4 3,8 3,9 2,2 3,6 4,6 2,8 3,2 4,4 10,8 7,8 8,0
12 Калининградская обл. – – – – – – – – – 0,9 0,8 0,9
Выше перечисленные диспропорции должны учитываться при разработке программ
модернизации, реконструкции и расширения действующих заводов, что, как правило, не
делается.
Ситуация с диспропорциями в добыче и переработке нефти, производстве и
потреблении нефтепродуктов сохранилась и в 2005 г. (табл. 7.22) [340].
Таблица 7.22
Региональное размещение добычи и переработки нефти, производства и потребления нефтепродуктов в России
в 2005 г. (%)
Федеральные округа Добыча Переработка
Производство
нефтепродуктов
Потребление
нефтепродуктов
Центральный – 17,4 19,7 17,9
Северо-Западный 4,3 10,6 10,1 14,1
Приволжский 21,2 41,7 41,3 20,4
Южный 3,0 9,3 9,0 10,2
Уральский 67,2 2,6 1,4 10,2
Сибирский 3,5 13,7 14,0 16,6
Дальневосточный 0,8 4,7 4,5 10,6
Всего по РФ 100,0 100,0 100,0 100,0
Вышеперечисленные диспропорции должны учитываться при разработке программ
модернизации, реконструкции и расширения действующих заводов, что, как правило, не
делается. Что касается строительства новых НПЗ, то их надо создавать в федеральных
округах с повышенной потребностью в нефтепродуктах с целью ликвидации региональных
диспропорций (Дальневосточный, Северо-Западный, Южный, Уральский). Ряд компаний
высказывали намерение построить НПЗ ближе к границе для экспорта нефтепродуктов,
однако эти предложения пока не прошли экспертизы.
7.7. Мини-НПЗ
В 90-е годы началось активное проектирование и строительство мини-НПЗ. Мини-НПЗ
представляют собой установки небольшой мощности (от 10 тыс.т/год до 500 тыс.т/год по
перерабатываемой нефти). Технологические схемы мини-НПЗ представлены простейшим
(атмосферная перегонка) и более сложным вариантами (перегонка плюс риформинг;
атмосферная перегонка, вакуумная перегонка, риформинг, гидроочистка). Возможны