Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

481

доукомплектования мини-НПЗ установками по производству масел, битума. Продукцией

мини-НПЗ являются бензины с различной октановой характеристикой (от А-76 до АИ-93 в

зависимости от сложности технологической схемы) зимнее и летнее дизельное топливо,

авиатопливо, котельное топливо марок М-40, М-100.

Мини-НПЗ обладают рядом положительных моментов: упрощенные технологические

схемы, блочно-модульный тип оборудования и быстрое изготовление, небольшой штат

обслуживания, возможность строительства в отдаленных районах, где имеются запасы и

организована добыча нефти, но куда приходится завозить нефтепродукты.

Первые мини-НПЗ были построены в отдаленных нефтедобывающих районах (гг.

Стрежевой, Когалым и др., в Западной Сибири, близ Норильска и в Якутии) в регионах,

дефицитных по моторным топливам (близ Махачкалы). Построены мини-НПЗ в Татарстане

(близ Альметьевска), в Ульяновске, в республике Марий-Эл.

Следует заметить, что мини-НПЗ не лишены недостатков: малая глубина переработки,

невысокое качество получаемых нефтепродуктов и необходимость их облагораживания,

невозможность полного соблюдения правил по охране окружающей среды, относительно

более высокие (по сравнению с обычными НПЗ) показатели себестоимости продукции и

удельных капитальных затрат.

Мини-НПЗ, расположенные в отдаленных районах на расстоянии свыше 1000 км от

ближайшего НПЗ, конкурируют по показателю себестоимости получаемой продукции с

привозными моторными топливами. Мини-НПЗ, попавшие в «зону влияния» ближайшего

крупного НПЗ, в большинстве случаев оказываются неконкурентоспособными. В случае

принятия более жесткого законодательства по охране окружающей среды в части

качественных характеристик моторных топлив, отдельные виды продукции мини-НПЗ могут

вообще не найти сбыта.

Отметим, что в США строительство мини-НПЗ запрещено по экономическим и

экологическим соображениям. Уже построенные мини-НПЗ подлежат демонтажу, за

исключением установок, построенных на Аляске.

По мнению представителей крупных компаний, строительство мини-НПЗ не

оправдывает себя ни по каким критериям. Во-первых, крупные компании имеют доступ к

крупным НПЗ, поэтому не нуждаются в получении нефтепродуктов на мини-НПЗ. Проблема

также состоит в том, что при работе с мини-НПЗ крупным компаниям некуда девать отходы

производства, что противоречит природоохранной политике компаний. Для крупных

компаний главная задача – это максимальное повышение эффективности, извлечение

наибольшей прибыли при переработке нефти, а мини-НПЗ призваны решать другие задачи. В

частности, ЛУКОЙЛ, имеющий мини-завод в Когалыме, считает, что строительство таких

установок рентабельно только в труднодоступных и отдаленных местах [400]. Тем не менее

желание построить мини-НПЗ у руководителей регионов имеется, как в случае проекта

Ново-Шахтинского мини-НПЗ, расположенного на трассе нефтепровода Суходольская –

Родионовская. Мотивом строительства, кроме дополнительного обеспечения региона

нефтепродуктами, является необходимость создания новых рабочих мест в связи с

закрытием шахт в Ростовской области [401].

Учитывая перечисленные выше соображения, можно сделать вывод, что мини-НПЗ (за

исключением нескольких случаев обеспечения северных или других отдаленных

территорий) вряд ли получат распространение в России.

7.8. «Нефтехимическое крыло» российских нефтегазовых

компаний

В России нефтехимический сектор («нефтехимическое крыло») нефтяных и

нефтеперерабатывающих компаний в отличие от США, Канады, западноевропейских стран,

Японии, Саудовской Аравии, Республики Корея, Тайваня развит слабо [396]. Из примеров

нефтяных компаний, имеющих в своем составе нефтехимические производства, могут быть

названы Татнефть, Башнефть, Башнефтехим, которые контролируют деятельность

482

нефтехимических и химических предприятий, расположенных в исторически сложившихся

центрах нефтепереработки и нефтехимии в Башкортостане и нефтехимической и химической

промышленности в Татарстане. Центром нефтепереработки и нефтехимии является

Ангарский промышленный район. Здесь Ангарская нефтехимическая компания имеет ряд

нефтехимических производств, снабжающих нефтехимическим сырьем близлежащие

химические предприятия. В состав Московского НПЗ входит производстве полипропилена,

Киришского НПЗ (компания Сургутнефтегаз) – производство линейных алкилбензолов –

сырья для получения синтетических моющих средств. На ряде НПЗ налажено производство

ароматических углеводородов для нужд химической и нефтехимической промышленности.

Нефтедобывающие заводы компании ЛУКОЙЛ снабжают сырьем ряд

нефтехимических и химических предприятий: Пермский НПЗ обеспечивает сырьем

близлежащие нефтехимические предприятия в Перми, Волгоградский НПЗ – химические

заводы Волгограда, Нижегородский НПЗ – химические предприятия г. Дзержинска.

Компания приобрела Саратовский завод «Нитрон», Ставропольский завод пластмасс, ряд

нефтехимических предприятий за рубежом и обеспечивает их сырьем со своих НПЗ.

Крупнейший в России Омский НПЗ (компания Сибнефть) обеспечивает сырьем местный

завод пластмасс. На этом примеры интеграции и кооперации нефтяных и химических

компаний практически исчерпываются. Целый ряд отечественных нефтяных компаний пока

никак не связаны с нефтехимическим и химическим комплексом.

483

Глава 8. Производство, потребление и экспорт сжиженных

углеводородных газов в России

Источниками получения сжиженных углеводородных газов (СУГ)

являются попутный

нефтяной и природный газы, газовый конденсат, нефтезаводские газы, газы стабилизации

нефти. Сжиженные газы производятся на газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих

заводах (ГПЗ и НПЗ), центральных газофракционирующих установках (ЦГФУ)

нефтехимических предприятий [402–404].

Схема производства СУГ представлена на рис. 26 [405].

Рис. 26. Схема производства сжиженных углеводородных газов

Производство сжиженных газов на газоперерабатывающих заводах. В России в

настоящее время функционируют порядка 19 ГПЗ. Часть из них находятся в ведении ОАО

«Газпром», часть входят в состав «СИБУР-Тюмень» (подразделения Сибирско-Уральской

нефтегазохимической компании, находящейся, в свою очередь, под контролем ОАО

«Газпром»), часть принадлежат нефтяным компаниям ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Башнефть,

Татнефть, Роснефть.

Суммарные мощности российских ГПЗ составляли на 1.1.2002 г. 77,6 млрд м

/год, в т.ч.

находящихся в ведении ОАО «Газпром» 51,9 млрд м

/год (66,9% от суммарной мощности

ГПЗ), «СИБУР» – 20,8 млрд м

/год, или 26,9% суммарных мощностей), нефтяных компаний

– 4,8 млрд м

/год, или 6,1%. На 1.1.2005 г. мощности ГПЗ составляли 85 млрд м

Двенадщать ГПЗ принадлежат Газпрому и СИБУР'у, остальные – нефтяным компаниям.

На ГПЗ России в 2001 г. было переработано 46,7 млрд м

газа, в т.ч. 35,1 млрд м

природного и 11,6 млрд м

попутного нефтяного газа. Загрузка мощностей ГПЗ составила

60,2%, в т.ч. по заводам, находящимся в ведении ОАО «Газпром» 67,2%, «СИБУР» – 45,7%,

нефтяных компаний – 46,8%. Безусловно, такой уровень использования мощностей нельзя

признать достаточным, но все же стоит отметить, что за последние годы начался процесс

стабилизации и роста объемов переработки газа на ГПЗ. В 2004 г. на всех ГПЗ страны было

переработано 43 млрд м

попутного нефтяного газа. На предприятиях Газпрома и СИБУР'а –

32,4 млрд м

, в т.ч. 6,5 млрд м

газа из Казахстана.

В понятие «сжиженные газы» включены углеводороды С

-С

, а именно: пропан, нормальный бутан, изобутан,

пропан-бутановая и пропан-пропиленовая фракции. В отличие от сжиженного природного газа (СПГ) их стали

называть сжиженными нефтяными газами (СНГ), однако из-за одинаковости аббревиатур с СНГ (Союз

независимых государств), стало использоваться название сжиженные углеводородные газы (СУГ).

484

Попрежнему нерешенной является проблема рационального использования попутного

нефтяного газа. В связи с падением добычи нефти уменьшились ресурсы попутного газа (с

49,1 млрд м

в 1990 г. до 36 млрд м

в 2000 г.), снизилась его добыча (с 41 млрд м

в 1990 г.

до 29 млрд м

). Хотя в 2000 г. по сравнению с предыдущим 1999 г. ресурсы и добыча

попутного газа возросли соответственно на 8,4% и 9,4%, но степень квалифицированного

использования попутного нефтяного газа продолжает оставаться невысокой. Из 29 млрд м

попутного нефтяного газа только 11 млрд м

(38%) были переработаны на ГПЗ; 11 млрд м

(38%) использованы как энергетическое топливо на ГРЭС; 7 млрд м

(24%) было сожжено на

факелах.

В 2001 г. в связи с ростом добычи нефти ресурсы попутного газа возросли до 38 млрд

, добыча – до 30,2 млрд м

, а переработка – до 11,6 млрд м

. Из добытых в 2001 г. 30,2

млрд м

попутного газа 11,6 млрд м

были переработаны на ГПЗ, 11,4 млрд м

использованы

как технологическое топливо на ГРЭС, а 7,8 млрд м

сожжено на факелах. В 2004 г. на

факелах было сожжено 7 млрд м

попутного нефтяного газа.

Сжигание попутного нефтяного газа на открытых факелах уже на протяжении

десятилетий является позорным явлением российской действительности. При этом за год в

атмосферу выбрасывается порядка 400 тыс.т вредных веществ (двуокиси углерода, окисей

азота, углеводородов, сажи), наносится ущерб легко ранимой природе Западной Сибири.

Плата за загрязнение окружающей среды от сжигания на факелах попутного нефтяного газа

взимается, но она не превышает 1% от выручки нефтяных компаний за реализацию нефти и

ни в коей степени не может компенсировать экологический ущерб. Значительной является и

упущенная выгода от безвозвратной потери ценных углеводородов сжигаемого попутного

газа. По оценкам экспертов, невовлечение в глубокую переработку одного миллиарда

кубометров попутного нефтяного газа эквавалентно потере товарной массы на сумму 270

млн долл. и недополучению налогов на сумму 35 млн долл.

Подобные потери во многом объясняются неурегулированностью проблемы

ценообразования. Многие годы цены на попутный газ были установлены на крайне низком

уровне и не окупали и малой части затрат нефтяных компаний на его сбор и подготовку.

В последнее время в этом вопросе наметился некоторый прогресс: цены на попутный

нефтяной газ в 2001 г. были повышены до 275–350 руб./тыс. м

(до этого цена была 150

руб./тыс. м

), а также принято Положение о регулировании оптовых цен на попутный

нефтяной газ, в котором установлены ежегодная процедура и сроки согласования

соответствующими ведомствами изменения оптовых цен на этот вид сырья. Благодаря этим

мерам у нефтяных компаний появились экономические стимулы для утилизации попутного

газа. Определенный оптимизм вызывает изменение позиций руководства нефтяных

компаний в отношении развития подразделений по добыче и переработке природного и

попутного газа в составе компаний. Придание газовым секторам нефтяных компаний

импульса к энергичному развитию позволит, по мнению автора, изменить ситуации с

использованием попутного нефтяного газа.

В мировой практике попутный нефтяной газ, как правило, практически не сжигается.

Его либо закачивают в пласт для поддержания внутрипластового давления, либо используют

для нужд электро- и теплоэнергетики, либо перерабатывают на газоперерабатывающих

заводах, получая СУГ. В последнее время появилось ряд новых технологий, в частности,

использование энергии попутного газа для организации добычи нефти с помощью струйных

и парожидкостных насосов [406], а также переработка в бензин, о чем будет подробно

сказано в следующей главе.

Ниже представлена динамика объемов переработки газа и производства сжиженных

углеводородных газов на ГПЗ в 90-е годы (табл. 8.1).

Вторым источником производства сжиженных газов являются

нефтеперерабатывающие заводы. Газы здесь образуются в процессах первичной

перегонки нефти, вторичной перегонки бензина, каталитического риформинга,

гидроочистки, гидрокрекинга, термического крекинга, каталитического крекинга,

485

коксования, изомеризации, деметилирования толуола, извлечения парафинов. Часть газов,

полученных в процессе переработки нефти и состоящих из водородосодержащих газов и

предельных углеводородов, используется непосредственно на нефтеперерабатывающих

заводах в качестве топлива, как компонент гидрогенизационных процессов, для нужд

собственных нефтехимических производств. Остальная часть газов, а также газы,

содержащие в своем составе непредельные углеводороды, перерабатывается на

газофракционирующих установках НПЗ. Суммарные ресурсы углеводородных газов от

процессов нефтепереработки на НПЗ России составили в 2001 г. более 11,0 млн т. В качестве

топлива на НПЗ используются газы от процессов прямой перегонки нефти, гидроочистки,

гидрокрекинга (кроме сероводорода). Газы каталитического и термического крекингов,

коксования используются для переработки. В 2001 г. таких газов было более 5,0 млн т. Газы

каталитического риформинга полностью перерабатываются на блоках стабилизации в

рефлюксы.

Таблица 8.1

Производство сжиженных углеводородных газов на газоперерабатывающих заводах России в 1990–2003 гг.

[404]

№№

п/п

Показатели

Един,

измер.

Годы

1990 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2003

1 Добыча нефти и газового конденсата млн т 516 301 305 304 305 323 349 421

2 Ресурсы попутного нефтяного газа

млрд

49,1 39,7 39,7 32,5 33,2 36,0 38,0 46,1

3 Добыча попутного нефтяного газа –»– 41,0 33,4 33,0 26,5 26,5 29,0 30,2 38,9

Переработка попутного нефтяного

газа на газоперерабатывающих

заводах

–»– 27,1 11,8 11,8 10,8 10,9 11,0 11,6 14,1

5 Добыча природного газа –»– 640,6 601,5 569,2 589,6 563,6 555,2 550,8 581,5

Переработка природного газа на

газоперерабатывающих заводах

–»– 48,5 36,0 36,5 34,4 34,8 35,3 35,1 33,0

Суммарная переработка природного и

попутного нефтяного газа на

газоперерабатывающих заводах

–»– 75,6 47,8 48,3 44,1 45,7 46,4 46,7 47,1

Переработка газового конденсата на

газоперерабатывающих заводах

млн т 16,48 10,76 11,77 1052 9,80 9,90 9,6 11,9

Газофракционирование жидких

фракций на газоперерабатывающих

заводах

млн т 2,26 0,88 1,06 1,24 1,26 1,72 1,56 2,32

Произведено на

газоперерабатывающих заводах:

Сжиженные газы млн т 2,51 1,79 1,86 1,90 2,21 2,19 2,15 2,38

Этан –»– 0,56 0,42 0,42 0,41 0,44 0,47 0,35 0,32

Широкая фракция легких

углеводородов (ШФЛУ)

–»– 5,71 3,54 3,78 3,16 2,50 2,05 2,24 2,96

Пентаны –»– 0,13 0,05 0,05 0,05 0,08 0,11 0,08 0,07

Стабильный газовый бензин –»– 0,98 0,50 0,68 0,59 0,79 0,88 0,63 0,57

Гексаны –»– – 0,09 0,09 0,06 0,04 0,06 0,02 –

Сжиженные газы получаются на 19 НПЗ. В настоящее время в России действуют 23

установки газофракционирования (ГФУ) мощностью 7,7 млн.т газового сырья. Полученные

на газофракционирующих установках сжиженные газы используются в качестве исходного

сырья для отдельных процессов нефтепереработки, а также для нужд нефтехимических

установок в составе нефтеперерабатывающих заводов. Остальная часть сжиженных газов

является товарной продукцией нефтепереработки. В составе товарных сжиженных газов

нефтеперерабатывающих заводов в 2001 г. преобладала пропан-бутановая фракция (51%).

Остальное – нормальный бутан (19%), изобутан (5%), пропан (13%), пропан-пропиленовая

фракция (12%).

Сводные данные о динамике производства сжиженных газов на

нефтеперерабатывающих заводах России в период 1990–2001 гг. приведены в табл. 8.2.

486

Таблица 8.2

Производство сжиженных углеводородных газов на нефтеперерабатывающих заводах России в 1990–2003 гг.

[404]

№№

п/п

Показатели

Единица

измерен.

Годы

1990 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2003

Мощности

нефтеперерабатывающих заводов

млн

т/год

324 293 291 279 276 274 273,1 270,0

2 Переработка нефти млн т 298,7 176,0 177,6 163,8 168,5 172,9 178,0 179,7

Степень использования

мощностей

% 91,9 60,0 61,0 57,6 59,9 61,1 65,1 66,5

Ресурсы газов от процессов

переработки

млн т 17,57 10,19 10,58 10,60 10,59 11,07 11,5 12,1

Направлено на

фракционирование

–»– 8,43 4,90 5,05 4,90 4,92 5,21 5,5 4,8

6 Выработано сжиженных газов –»– 3,46 2,03 2,05 2,17 2,28 2,35 2,45 2,92

Использовано для внутренних

целей нефтеперерабатывающих

заводов

–»– 1,21 0,77 0,88 0,98 0,93 0,79 0,85 1,14

Товарное производство

сжиженных газов

–»– 2,25 1,23 1,17 1,19 1,35 1,56 1,60 1,78

На двух НПЗ вырабатывались пентаны, которые использовались для компаундирования

бензина и в качестве сырья для производства синтетических каучуков. Валовое производство

пентанов на НПЗ составило в 2001 г. 144,9 тыс.т. Товарное производство пентанов составило

в 2001 г. 15,1 тыс.т. В 2004 г. производство сжиженных углеводородных газов на НПЗ

составило 2,39 млн т, в 2005 г. – 2,44 млн т.

Третьим источником получения сжиженных углеводородных газов в России

является нефтехимическая промышленность. В составе ряда крупных нефтехимических

комплексов имеются централизованные газофракционирующие установки (ЦГФУ), на

которых перерабатывается широкая фракция легких углеводородов, получаемая при

стабилизации нефти и переработке природного, попутного нефтяного газов и газового

конденсата на газоперерабатывающих заводах. Всего в России в настоящее время

функционируют пять ЦГФУ, в т.ч. четыре в европейской части страны (в составе

Новокуйбышевского, Нижнекамского, Салаватского нефтехимических комбинатов и

предприятия «Уралнефтехим» и одна (крупнейшая) в Западной Сибири – в составе

Тобольского нефтехимического комбината. Суммарная мощность ЦГФУ на 1.1.2001 г. – 7,92

млн т/год. Степень использования мощностей ЦГФУ составила в 2001 г. всего 41,0%, что

существенно ниже уровня 1990 г. (77,8%). Динамика переработки сырья и производства

сжиженных газов на ЦГФУ в период 1990–2003 гг. приведена в табл. 8.3.

Таблица 8.3

Динамика производства сжиженных углеводородных газов в нефтехимической промышленности России в

1990–2003 гг. [404]

Показатели

Ед.

изм.

Годы

1990 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2003

Объем переработки сырья на ЦГФУ России млнт 6,16 2,89 2,50 2,09 2,45 2,76 3,18 3,64

Выработано на ЦГФУ:

сжиженные газы –»– 3,61 1,73 1,66 1,35 1,68 1,97 2,23 2,64

пентаны –»– 1,14 0,48 0,39 0,34 0,34 0,40 0,48 0,22

Структура сырья ЦГФУ представлена широкой фракцией легких углеводородов

(ШФЛУ) нефтестабилизации и переработки газового конденсата, рефлюксами НПЗ, газовым

бензином ГПЗ, некондиционными сжиженными газами и прочими видами сырья.

Таким образом, суммируя все источники получения сжиженных углеводородных газов

в России, можно констатировать, что в настоящее время 43% получают на

газоперерабатывающих заводах, 28% на нефтеперерабатывающих заводах и 29% на ЦГФУ в

составе нефтехимических комбинатов. Сводные данные о производстве сжиженных газов в

487

России в период 1990–2003 гг. приведены в табл. 8.4.

Таблица 8.4

Производство сжиженных углеводородных газов в России в 1990–2003 гг. [404]

Показатели

Един.

измер.

Годы

1990 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2003

Производство товарных сжиженных газов:

– на газоперерабатывающих заводах млн т 2,51 1,79 1,86 1,75 2,21 2,19 2,15 2,38

– на нефтеперерабатывающих заводах –»– 2,25 1,23 1,17 1,18 1,35 1,53 1,60 1,78

– на нефтехимических комбинатах –»– 3,61 1,/3 1,66 1,35 1,67 1,97 2,23 2,64

Итого –»– 8,37 4,75 4,69 4,28 5,23 5,69 5,98 6,80

В 2002 г. производство сжиженных углеводородных газов в России составило 7,1 млн

т, в 2003 г. – 6,8 млн т, 2004 г. – 8,0 млн т.

В период 1990–2000 гг. из-за падения объемов добычи и переработки нефти,

уменьшения выработки широкой фракции легких углеводородов и удорожания ее доставки

на централизованные газофракционирующие установки, суммарное товарное производство

сжиженных газов в России уменьшилось на 2,68 млн т, или на 37%. При этом наибольшее

падение пришлось на нефтехимические комбинаты (почти наполовину),

нефтеперерабатывающие заводы (на 32%). В период 2001–2004 гг. производство сжиженных

углеводородных газов выросло более, чем на 2 млн т, или почти на 35%. Прирост

производства обусловлен в основном увеличением выработки ШФЛУ на ГПЗ Западной

Сибири, повышением степени загрузки мощностей крупного Астраханского ГПЗ, а также за

счет увеличения выпуска на нефтеперерабатывающих заводах.

В составе товарных сжиженных газов преобладает пропан-бутановая фракция (более

50%), нормальный бутан (20%) и изобутан (10%); остальное – пропан, пропан-пропиленовая

фракция и смесь сжиженных газов.

Сжиженные нефтяные газы используются в России как коммунально-бытовое топливо,

горючее для газобаллонных автомобилей, в промышленности (производство стекла,

керамики, сушка красок, резка и сварка металлов и т.п.), а также для нужд

сельскохозяйственного производства (сушка зерна, отопление теплиц, огневая культивация и

т.п.). Сжиженные газы являются сырьем для нефтехимической промышленности, где они

применяются как сырье пиролизных установок при получении этилена и пропилена; для

синтеза мономеров в промышленности синтетического каучука (бутадиена, изопрена,

изобутилена); при получении ряда химических продуктов, например, по реакции

оксосинтеза, а также для выработки метилтретбутилового эфира (МТБЭ) – компонента

автобензина, улучшающего его экологические характеристики.

Хотя сжиженные газы рассматриваются в данной статье как самостоятельный продукт,

но тем не менее каждый из видов сжиженных газов имеет свою специфику потребления в

различных сферах.

Пропановая фракция используется как нефтехимическое сырье (в основном, на

пиролиз), как хладоагент, для производства масел в нефтеперерабатывающей

промышленности. Пропан является компонентом при компаундировании в производстве

бытового газа и сжиженного газа для автомобилей. Перспективным направлением

химической переработки пропана является его дегидрирование в пропилен. На нужды

нефтехимической промышленности используется более 50% всего пропана.

Пропан-пропиленовая фракция используется для концентрирования и последующего

разделения на пропан и пропилен. Подобная схема принята на ряде отечественных

нефтеперерабатывающих заводов, в частности, на Московском НПЗ, где организовано

крупное производство полипропилена на базе пропан-пропиленовой фракции

нефтепереработки.

Изобутановая фракция в основном (90% и выше) используется для нужд

промышленности синтетического каучука (получение изобутилена и изопрена), а также для

получения метилтретбутилового эфира (МТБЭ). Однако в связи с уменьшением потребления

488

изобутана в производстве изопреновых каучуков, а также из-за замедления разворачивания

производства МТБЭ, товарные ресурсы изобутана в последнее время превысили его

потребление на нефтехимические нужды, и поэтому часть изобутана была использована как

компонент бытового газа, а часть направлена на экспорт.

Бутановая фракция также используется для нужд нефтехимии (для пиролиза и

дегидрирования). На эти цели расходуется s всех ресурсов нормального бутана. Бутановая

фракция применяется также как компонент бытового газа и автогаза.

Пропан-бутановая фракция используется как компонент бытового газа, автогаза, для

нужд промышленности и сельского хозяйства. На эти цели идет примерно 1/3 пропан-

бутановой фракции; остальное – на пиролиз и разделение на индивидуальные фракции.

Фракция т.н. прочих сжиженных газов целиком используется на нужды нефтехимии.

Данные об объемах и структуре внутреннего потребления сжиженных газов в России в

период 1990–2004 гг. приводится в табл. 8.5.

Таблица 8.5

Динамика структуры внутреннего потребления сжиженных газов в России в период 1990–2001 гг., млн т [404]

Показатели

Годы

1990 1996 1997 2000 2001 2004

Суммарное потребление в России 5,85 3,57 3,57 4,59 4,85 6,70

в т.ч. нефтехимия 3,08 1,68 1,57 2,82 2,78 2,91

из них:

производство этилена и пропилена 1,12 0,94 0,90 1,93 1,78 1,85

производство мономеров промышленности

синтетического каучука

1,66 0,63 0,52 0,79 0,90 0,99

на прочие химические синтезы 0,30 0,11 0,15 0,10 0,10 0,07

Нехимические нужды 2,77 1,89 2,00 1,77 2,07 3,79

в т.ч. коммунально-бытовой сектор 2,27 1,54 1,70 1,17 1,10 1,10

автотранспорт 0,40 0,25 0,20 0,60 0,14 0,30

прочие нужды 0,10 0,10 0,10 – 0,83 2,39

В структуре внутреннего спроса на сжиженные газы в России ведущие позиции

занимает нефтехимическая промышленность (почти 2/3 потребления). Доля нехимических

сфер потребления – 38,6%, из которых наиболее крупным потребителем является население

и коммунально-бытовой сектор. Но если потребление сжиженных газов в нефтехимии

вплотную приблизилось в докризисному (1990 г.) уровню, то потребление его в

коммунально-бытовом секторе составило в последние годы чуть больше половины от уровня

1990 г. Положение с обеспечением коммунально-бытового сектора сжиженными газами

следует назвать критическим. Ведь в стране десятки миллионов человек пользуются

сжиженным газом для отопления и приготовления пищи постоянно или сезонно. В 2004 г. 58

млн человек в 78 регионах страны использовали СУГ, причем в регионах Дальнего Востока,

Забайкалья, Восточной Сибири, Северо-Запада, сельских районах Черноземья и в Поволжье

использование СУГ населением было выше, чем сетевого газа. Потенциал спроса на

сжиженные газы для коммунально-бытового сектора по крайней мере вдвое выше

нынешнего уровня.

На относительно низком уровне стабилизировалось потребление сжиженных газов на

автотранспорте. Созданная в 80-е годы инфраструктура потребления пропан-бутана для

автотранспорта загружена не полностью. Сейчас из 28 млн единиц автотранспорта только

330 тыс. единиц использовали СУГ. Отметим, что использование сжиженного газа для нужд

автотранспорта в перспективе может уменьшиться из-за конкуренции со стороны

альтернативных видов газомоторного топлива – сжиженного природного газа и

диметилового эфира. В 2003 г. для нужд автотранспорта использовалось 300 тыс. т СУГ.

Наиболее благоприятные тенденции отмечены в сфере потребления сжиженных газов

для нужд нефтехимической промышленности. За период 1998–2002 гг. их потребление в

нефтехимии возросло, причем рост коснулся и использования сжиженных газов для

установок пиролиза и для предприятий промышленности синтетического каучука.

489

Особенно важным является пополнение сырьевой базы пиролиза. В России сырьевая

база пиролиза традиционно основывалась на переработке бензиновых фракций прямой

перегонки нефти с НПЗ. Однако в 90-е годы из-за падения объемов добычи и переработки

нефти производство прямогонных бензиновых фракций уменьшилось и сырьевое

обеспечение ряда крупных российских нефтехимических предприятий оказалось под

угрозой. Подпитка пиролизных установок сжиженными газами во многом смягчила

ситуацию с обеспечением нефтехимии углеводородным сырьем. Для иллюстрации ниже

приведены данные об изменении структуры пиролизного сырья в России в 90-е годы

(табл. 8.6).

Таблица 8.6

Динамика структуры сырьевой базы производства этилена и пропилена в России в 90-е годы и 2000–2004 гг.

(%) [404]

Виды сырья 1990 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г. 1999 г. 2000 г. 2004 г.

Нефтезаводские газы 0,5 – – – – – –

Этан 6,5 11,0 10,7 11,5 8,7 8,0 6,6

Сжиженные газы 15,0 24,7 22,8 20,1 23,1 32,5 39,1

ШФЛУ 2,0 6,4 13,4 13,1 8,6 3,5 5,1

Прямогонные бензины 76,0 57,9 53,1 55,3 59,6 56,0 49,2

В суммарном потреблении сырья для нефтехимической промышленности доля

сжиженных газов достигла в 2000 г. почти 30%, в 2004 г. – 35% (для сравнения в 1990 г. –

17,5%, в 1998 г. – 19,7%).

Перспективным направлением расширения сырьевой базы нефтехимии за счет

сжиженных газов является применение уже упомянутой технологии дегидрирования пропана

в пропилен. Это путь увеличения ресурсов пропилена для получения полипропилена, окиси

пропилена и пропиленгликоля, нитрила акриловой кислоты и полиамидных волокон,

акриловой кислоты и полиакрилатов, масляного альдегида, дваэтилгексанола и

пластификаторов, для «кумольного» процесса получения фенола и ацетона.

Широкие возможности использования в нефтехимической промышленности имеют

бутановые фракции (нормальный бутан и изобутан). Первый – для синтеза уксусной

кислоты, уксусного ангидрида, полиэфирных смол, второй – для получения МТБЭ и

полиизобутиленов.

Как показал мировой опыт, использование сжиженных газов для нужд

нефтехимической промышленности является одним из наиболее эффективных направлений

их применения. Практика развития нефтехимической промышленности США и Канады,

сделавших в свое время ставку на сжиженные газы и этан, как основное сырье, а также

современная картина быстрого развития нефтехимической промышленности на базе

сжиженных газов в ближневосточных странах, в первую очередь, в Саудовской Аравии,

подтверждают сказанное выше.

В России действует разветвленная система распределения сжиженных газов, которая

включает в свой состав парк цистерн, принадлежащих компании «СГ-Транс» и дочерним

структурам ОАО «Газпром». Имеются кустовые базы и газонаполнительные станции для

приема, хранения и наполнения баллонов и других емкостей и отправки их мелким

потребителям автотранспортом и баржами. Дальний транспорт сжиженных газов

осуществляется железнодорожным транспортом. Функционирующий до 1988 г.

магистральный продуктопровод для транспортирования сжиженных газов и ЦГФУ по

маршруту Западная Сибирь – Урал – Поволжье после аварии не действует. Автомобильный

транспорт для дальних перевозок сжиженных газов слишком дорог.

На внутреннем рынке сжиженных углеводородных газов сложилась двухсекторная

модель. Внутренние цены для всех категорий потребителей (кроме населения) – рыночные. В

2005 г. они составляли порядка 8000 руб/т. Цены сжиженных газов для населения –

регулируемые, они в 2005 г. были установлены на уровне 1600 руб/т. Подобная разница в

ценах порождает т.н. «серые схемы» распределения, когда газ, предназначенный для

продажи по регулируемым ценам продается по свободным ценам.

490

Экспорт сжиженного газа из России в период 90-х годов снизился почти в 2,3 раза (с

2,5 млн т в 1990 г. до 1,1 млн т в 2000 г. и до 0,91 млн т в 2004 г.). По данным агентства

Петролеум Аргус экспорт сжиженного газа из России в 2001 г. составлял 1,2 млн т.

Существенные изменения произошли в структуре экспорта: если в 1990 г. 80% сжиженного

газа поставлялись в страны СНГ, то в 2001 г. в Белоруссию, Украину и страны Балтии было

поставлено не более 20% экспортируемых сжиженных газов, а в страны т.н. «дальнего

зарубежья» – 80%. Основными рынками сбыта российских сжиженных газов являются

Финляндия и страны Центральной и Восточной Европы. В 2004 г. основная часть СУГ была

направлена в Польшу, Финляндию, Украину, Турцию, Литву, Латвию.

Основным экспортным продуктом является пропан-бутановая смесь (43% всего

экспорта сжиженных газов), а также пропан и бутан (по 26% поставок). Незначительны (5%)

поставки изобутана, ШФЛУ, пропан-пропиленовой фракции.

Поставляемые из России сжиженные газы пользуются повышенным спросом из-за

высокой чистоты продукта. Однако размеры экспорта ограничены пропускной способностью

пограничных железнодорожных переходов, отсутствием собственного морского терминала,

высокими транспортными тарифами, экспортной пошлиной в 40 евро/т и обязательными

поставками продукта на внутренний рынок. Из-за сокращения экспорта в 90-е годы доля

российских производителей на европейском рынке постепенно сокращается. Конкурентом

России являются производители западноевропейских стран, на поступление из которых

переориентируются некоторые страны Восточной и Центральной Европы. Конкуренцию

российским сжиженным газам составляют транзитные поставки сжиженного газа из

Казахстана после недавнего ввода крупного Тенгизского ГПЗ.

По оценке консалтинговой компании Purvin & Gertz экспорт газа из России,

Казахстана, Азербайджана и Туркмении в 2005 г. возрастет до 1,7 млн т, 2010 г. – до 2,5

млнт, 2020 г. – до 3,7 млн т [407]. По их же прогнозу в 2010 г. экспорт из России увеличится

на 0,9 млн т по сравнению с 2002 г.

В России имеются возможности для роста производства, потребления и экспорта

сжиженных газов. На газоперерабатывающих заводах разработаны программы повышения

степени утилизации попутного нефтяного газа, намечен рост мощностей установок

газоразделения, сооружение новых межпромысловых и газосборных сетей. Этому должны

способствовать меры по совершенствованию системы ценообразования на попутный

нефтяной газ. Немалые надежды возлагаются на возросший интерес нефтяных компаний к

проблеме использования попутного нефтяного газа.

Имеются возможности для роста производства сжиженных газов на

нефтеперерабатывающих заводах. Практически на каждом НПЗ разработаны и реализуются

программы модернизации и углубления переработки, целью которых является повышение

выхода и улучшение качества нефтепродуктов, в т.ч. сжиженных газов.

Имеются возможности для увеличения производства сжиженных газов на ЦГФУ,

мощности которых используются не полностью.

И, наконец, имеются значительные потенциальные ресурсы сжиженных газов в

этансодержащих природных газах валанжинских горизонтов северных районов Тюменской

области и п-ва Ямал [402].