Светлый путь — Журнал «Сибирская нефть» — №176 (ноябрь 2020)

Программа «Газпром нефти» против COVID-19

Подробнее

Светлый путь

«Газпром нефть» строит комплексы глубокой переработки нефти на всех НПЗ
Текст:
Фото: Стоян Васев
Светлый путь

Повышение эффективности нефтеперерабатывающих предприятий — единственный вариант сохранения конкурентоспособности на современном рынке нефтепродуктов. За счет реализации второго этапа модернизации все НПЗ «Газпром нефти» к 2025 году станут по показателю глубины переработки в один ряд с лучшими НПЗ мира

Погоня за эффективностью

Еще не так давно глубина переработки нефти (см. врез), слегка превышающая 80%, в России считалась очень хорошим результатом. Таких передовых предприятий было совсем немного, и в их числе — Омский НПЗ «Газпром нефти», где показатель глубины уже лет десять больше 90%. В целом же в начале 1990-х показатель глубины в среднем по стране составлял 64%, к началу 2000-х поднялся лишь до 68%, а к 2015-му — до 74%. Средний показатель глубины переработки европейских НПЗ к этому времени уже достиг 85%, американских — фантастических по отечественным меркам 96%. Конечно, прямое сравнение не очень корректно, ведь глубина переработки зависит не только от технологического уровня производства и набора процессов, но и от производственной программы, определяющей выпуск мазута, и от качества самой нефти, точнее, от потенциального содержания в ней светлых фракций, выкипающих до 350 °С. Например, переработка газового конденсата позволяет получить до 90% светлых только в результате первичной перегонки. Однако столь большой разрыв в показателях между иностранными и отечественными НПЗ, конечно, только на качество сырья не спишешь: это явный признак технологического отставания. Причин для этого у российской нефтянки к началу второго тысячелетия накопилось множество.

Во времена позднего Советского Союза показатель глубины был не слишком велик: объемы первичной переработки, а с ними и производство мазута, увеличивались пропорционально росту добычи нефти, примерно на 10 млн т в год. Ввод вторичных процессов за этими темпами не поспевал. К тому же автопарк страны был относительно небольшим и при этом довольствовался низкооктановым топливом, а экологические вопросы никого особо не волновали, поэтому мазут в качестве судового или котельного топлива оставался оптимальным выбором.

После развала СССР средств на модернизацию НПЗ у молодых нефтегазовых компаний не было, а когда они появились, пришлось в первую очередь решать другую задачу — повышения качества нефтепродуктов. Этого требовал стремительно растущий и обновляющийся автопарк и ужесточение требований государства к содержанию в топливе вредных веществ, в первую очередь серы. Тем не менее к 2019 году за счет постепенного обновления российских НПЗ среднероссийский уровень глубины переработки заметно подрос, превысив 80%. Конечно, это общая температура по больнице, и если Омский или Волгоградский НПЗ работают почти на американских 92% глубины, то некоторые российские заводы не дотягивают даже до стандартов середины прошлого века. Но перед рынком все равны, а его сегодня бросает то в жар, то в холод от внешних экономических бурь. Он подвергается жесткому давлению экологов с одной стороны и альтернативной энергетики — с другой. Если добавить к этому административные методы воздействия на отрасль и постоянно меняющиеся правила игры, то единственный рецепт сохранения конкурентоспособности для российских компаний — повышение эффективности производства. Поэтому все ВИНКи страны реализуют проекты модернизации, направленные на повышение глубины переработки нефти. «Газпром нефть» делает это на всех своих заводах.

Глубина переработки на НПЗ «Газпром нефти»

Для расчета глубины переработки в России обычно используют формулу, принятую еще в СССР: из общего объема переработанного НПЗ сырья вычитается объем мазута, произведенного предприятием, объем производственных потерь завода и объем топлива, потраченного на собственные нужды, результат умножается на 100%.

Фактически глубину переработки можно разделить на потенциальную — ту, которую можно обеспечить благодаря технологическим возможностям при максимальной утилизации мазута. И практическую — ту, которую удается достичь в зависимости от качества сырья и запросов рынка.

По итогам девяти месяцев 2020 года глубина переработки на Московском НПЗ составила 85,8%, на Омском НПЗ — 94,6%.

Фото: Стоян Васев

Базовые принципы

Рецепт повышения глубины прост: надо научиться перерабатывать все остатки первичных процессов, то есть мазут и гудрон. Для «Газпром нефти» стоимость лекарства, выписанного по этому рецепту, — более 600 млрд руб. Для сравнения, «программа качества» стоила «всего» 150 млрд руб. Но на новом этапе и установки сложнее, и требуется их больше. Программой повышения глубины переработки компании предусмотрено строительство 17 новых технологических объектов и реконструкция еще четырех крупных установок. При этом набор новых процессов на всех заводах похож: основные — гидрокрекинг и замедленное коксование. «Критерии выбора процессов для всех заводов были близкие — производство высокомаржинальной продукции из нефтяных остатков в соответствии с прогнозом рынка нефтепродуктов и критериями эффективности вложения инвестиций, — подтвердил начальник департамента развития нефтепереработки и нефтегазохимии „Газпром нефти“ Олег Ведерников. — При этом конкретные проекты выбирались из числа лучших в мире по надежности, безопасности, минимальному уровню воздействия на окружающую среду».

Впрочем, схожи лишь принципы, ведь двух одинаковых НПЗ в мире не существует. У всех разное сырье, разные рынки сбыта. Московский НПЗ работает в регионе, где расположен авиаузел, потребляющий около половины общероссийского объема реактивного топлива, поэтому основным продуктом гидрокрекинга в столице будет авиакеросин. Главная же задача для Омска — рост производства дизеля, особенно зимних марок. При этом программы на всех заводах предусматривают практически полный отказ от выпуска высокосернистого мазута. Однако и здесь отличия существуют: в продуктовой корзине Омского НПЗ по-прежнему останется востребованное рынком судовое топливо, выпускающееся на основе тяжелых фракций.

Еще одна общая черта совершенствования всех заводов — закладка в программу модернизации постепенного ухудшения качества сырья. «Большинство НПЗ России, включая заводы нашей компании, снабжаются нефтью по магистральным нефтепроводам, и ее качество по разным причинам с годами ухудшается, — рассказал Олег Ведерников. — Программы развития наших предприятий предполагают и учитывают этот фактор. Снижение выхода светлых нефтепереработчики компенсируют созданием процессов переработки нефтяных остатков, а повышенное содержание серы — дополнительными мощностями утилизации сероводорода — производствами серы или серной кислоты».

Глубина в комплексе

Комплекс глубокой переработки Омского НПЗ (КГПН) включает три основных процесса: гидрокрекинг, производство водорода и серы. Сердце КГПН — установка гидрокрекинга мощностью два млн тонн в год. Она построена по лицензии Chevron и способна работать в двух режимах: топливном с конверсией не менее 99% и масляном с конверсией 87,5%, что дает омскому предприятию гибкость, столь необходимую в сегодняшних условиях нестабильного рынка нефтепродуктов. Главный фактор экономической эффективности комплекса — не менее чем 75%-ный выход средних дистиллятов (керосин и дизельное топливо), соответствующих современным экологическим требованиям. При этом возможность производить сырье для производства масел станет основой работы комплекса гидроизодепарафинизации (ГИДП) на Омском заводе смазочных материалов, запуск которого пополнит продуктовую корзину базовыми маслами второй и третьей групп (см. материал). В качестве сырья гидрокрекинг будет использовать вакуумный газойль первичной переработки, остаточные продукты процессов производства масел, а также тяжелый газойль установки замедленного коксования.

Михаил Антонов
Михаил Антонов,
руководитель дирекции
переработки нефти и газа

В условиях налогового маневра внутренняя цена нефти на воротах российских НПЗ ежегодно увеличивается, и вынужденный выпуск мазута с рыночной ценой ниже стоимости исходного сырья становится все более критичным для экономики переработки. Поэтому наша цель — создание предприятий, имеющих техническую возможность не производить мазут. В то же время наличие в конфигурации НПЗ крупных мощностей как каталитического крекинга, так и гидрокрекинга обеспечит заводам широкие возможности изменения материального баланса переработки нефтяного сырья в зависимости от потребностей рынка моторных топлив.

Необходимость строительства в составе КГПН водородной секции обусловлена самой сутью процесса гидрокрекинга, в ходе которого разрушаются большие молекулы сырья, а полученные при этом малые молекулы насыщаются водородом. Новая установка мощностью 100 тыс. куб. м в час будет снабжать сверхчистым водородом (чистота 99,9%) не только гидрокрекинг, но и ГИДП. Кроме того, часть водорода будет выводиться в общезаводскую сеть, а тепло, выделяющееся в процессе работы установки, утилизироваться за счет выработки водяного пара. Часть пара вновь станет сырьем для водородной секции, а часть — энергоносителем, приводящим в движение динамическое оборудование с помощью паровых турбин.

Для утилизации соединений аммиака и сероводорода, которые образуются при очистке нефтепродуктов от азота и серы, в состав КГПН включена установка производства серы (УПС), работа которой основана на процессе Клауса — термическом разложении сероводорода с получением жидкой серы. Аммиак при этом сжигается, образуя безвредные водяной пар и молекулярный азот. Для обеспечения безопасности для окружающей среды в новой УПС используется система глубокой очистки отходящих газов. К ней подключена и старая серная установка, действующая на ОНПЗ с 1994 года. За счет этого воздействие всего предприятия на атмосферу значительно снизится. Планируется, что все элементы омского комплекса глубокой переработки будут готовы к пуску уже в следующем году.

На Московском НПЗ «Газпром нефти» планируется построить КГПН, схожий по конфигурации с омским. Правда здесь установка гидрокрекинга будет строиться по технологии Shell, а не Chevron. Это как раз пример того, как разные задачи и разные конфигурации НПЗ требуют разных проектов для реализации одного и того же процесса. Главный целевой продукт для московского завода — реактивное топливо, поэтому одним из основных критериев выбора технологии стал именно увеличенный выход керосина. Маслоблока на МНПЗ нет, но здесь своя гибкость: при необходимости можно сделать акцент на выработке зимнего дизельного топлива.

Цели у водородной секции КГПН Московского НПЗ те же, что и в Омске, а проект выбирался во многом исходя из внутризаводских условий: территория московского завода намного меньше, чем омского, поэтому одним из основных критериев выбора проекта стало минимальное пятно застройки при сохранении необходимой мощности.

Это же, кстати, касается и других объектов. Для сравнения: секция гидрокрекинга МНПЗ мощностью 2 млн т в год занимает площадь чуть больше 31 тыс. кв. м, а, например, на Афипском НПЗ — 55,5 тыс. кв. м при мощности 2,5 млн т в год. Впрочем, в Омске гидрокрекинг тоже достаточно компактен — около 35 тыс. кв. м.

Что касается московской установки производства серы, то технологически она во многом повторяет омский проект. Изначально предполагалось, что она будет завязана только на КГПН, однако затем было решено сделать новую УПС двухпоточной: одна нитка для глубокой переработки, вторая заменит старую серу. И, конечно, московская УПС будет максимально экологичной. Место традиционного бассейна для жидкой серы здесь займет закрытая емкость. При этом установка производства серы должна стать первым объектом, введенным в эксплуатацию в рамках этапа глубины. Ее запуск намечен на 2023 год, в то время как гидрокрекинг будет готов к 2025-му.

На третьем российском нефтеперерабатывающем заводе «Газпром нефти» — ЯНОСе (совместный актив с «Роснефтью» — прим. «СН») — ядром нового комплекса глубокой переработки станет не гидрокрекинг, а установка замедленного коксования (УЗК). Впрочем, новые коксовые комплексы появятся и на остальных предприятиях.

Программа модернизации НПЗ «Газпром нефти»

Изменение объема выпуска основных нефтепродуктов после ввода новых объектов
на НПЗ «Газпром нефти» (тыс. тонн/год)

Последний рубеж

Процесс замедленного коксования — это, по сути, финальная стадия производства, в ходе которого гудрон крекируется (расщепляется) с получением более легких жидких продуктов, углеводородных газов и твердого вещества — нефтяного кокса, который активно потребляется в энергетике и цементной промышленности, а кокс высокого качества и специальные виды нефтяного кокса — в цветной и черной металлургии.

На Омском НПЗ уже есть одна установка замедленного коксования, однако для достижения зафиксированного в стратегии «Газпром нефти» показателя глубины ее недостаточно. Кроме того, один из продуктов процесса замедленного коксования — тяжелый газойль — станет компонентом сырья для нового заводского комплекса глубокой переработки нефти.

Новая УЗК будет обладать достаточно стандартной для этой технологии конверсией чуть меньше 75%. Это означает, что из 2 млн т сырья в год будет производиться лишь 566 тыс. т кокса, все остальное станет более маржинальными продуктами: легким и тяжелым газойлем, бензином коксования, различными газами. Монтаж всего оборудования установки планируется завершить к лету 2021 года. Действующую сегодня на ОНПЗ УЗК после строительства нового комплекса планируется перевести под выпуск совершенно нового для «Газпром нефти», да и в целом для России, продукта — игольчатого кокса, который используют в производстве самых дорогих и высокотехнологичных графитированных электродов для сверхмощных электродуговых сталеплавильных печей.

Мощность московской УЗК будет выше омской — 2,4 млн т в год. Вообще, целесообразность применения на столичном заводе процесса, верный спутник которого коксовая пыль, поначалу вызвала много споров. Вопрос экологичности московской УЗК был закрыт за счет применения уникальной для большинства подобных установок технологии закрытой выгрузки кокса из коксовых камер и отгрузки в железнодорожные вагоны. Специальная система улавливает и нефтепродукты, образующиеся в процессе пропарки коксовых камер. Так что замедленное коксование будет абсолютно безопасным и при этом крайне эффективным: проект обладает одним из лучших на сегодня показателей мощности на единицу площади — 2,4 млн т в год с 51 тыс. кв. м. На ОНПЗ этот показатель составляет 2 млн т с 52,5 тыс. кв. м, а, например, на белорусском НПЗ «Нафтан» — 1,6 млн т в год с более чем 80 тыс. кв. м. Бенчмаркинг показывает и лучшие удельные показатели материалоемкости московского УЗК по сравнению с российскими объектами, а по ряду показателей даже по сравнению с новой УЗК «Газпром нефти» на НПЗ Панчево (NIS, Сербия), спроектированной по европейским нормам. Ввести в технологическую цепь московского предприятия процесс замедленного коксования предполагается вместе с запуском гидрокрекинга в 2025 году. К этому же времени — концу 2024-го — в Ярославле (ЯНОС) планируется построить самую крупную установку замедленного коксования в России. Ее проектная мощность составляет 3,4 млн т в год. Как и в Москве, в Ярославле планируется применять самые эффективные природоохранные решения. Проект предполагает и организацию закрытой системы выгрузки кокса, исключающей запыление, и использование ленточного транспортера закрытого типа. Плюс к этому новая установка гидроочистки дизтоплива, включая легкий газойль УЗК, установки производства водорода и серы, система очистки отходящих газов, факелы закрытого типа. В общем, самая мощная в стране УЗК обещает стать и одной из самых экологичных.

Больше светлых

Благодаря реализации проектов второго этапа модернизации все НПЗ «Газпром нефти» по показателям эффективности станут в один ряд с лучшими НПЗ даже не Европы, а мира. Показатель глубины переработки московского и омского заводов вырастет до 99%, ЯНОСа — до 97%. Но дело, конечно, не в процентах, а в эффекте для бизнеса. Компания за счет внедрения на своих предприятиях новых процессов ежегодно будет получать дополнительно 4,6 млн т дизельного топлива, 2 млн т авиакеросина, 1,7 млн т автобензина, начнет выпускать новые виды масел, кокса. И практически полностью избавится от становящегося все более нерентабельным производства высокосернистого мазута.

Углубление переработки нефти — сегодня главный резерв эффективности российских НПЗ. По экспертным оценкам, программы модернизации должны реализовываться, и как можно скорее, вне зависимости от внешней ситуации, в том числе от мировых цен на нефть. С этим согласны и в российском правительстве. Для компаний и НПЗ, реализующих крупные проекты, на федеральном уровне уже готовятся изменения в налоговый кодекс в части увеличения обратного акциза на объемы переработки нефти за счет инвестиционного коэффициента.

Плюс к этому нефтянка, как всегда, выступает катализатором развития смежных отраслей. Ведь, несмотря на иностранные технологии, которые используются в проектах глубины, большая часть оборудования для новых комплексов производится на российских предприятиях. Например, доля отечественных производителей в поставках основного оборудования для комплекса глубокой переработки ОНПЗ превышает 40%. Примерно так же обстоят дела и в других проектах, на других предприятиях компании.

При этом в дирекции переработки нефти и газа «Газпром нефти» обращают внимание на то, что достижение практически максимальных для современных технологий показателей глубины переработки совсем не означает, что на этом развитие заводов прекратится. «Потолка для нас не существует, — подчеркнул Олег Ведерников. — Завершение каждого крупного проекта на НПЗ — база для дальнейшего развития. Направлений несколько. Основные — нефтехимическое, энергетическое, переработка нефтяного сырья новых месторождений. Сейчас рано говорить о конкретных проектах, но работы по этим направлениям продолжаются».

Смотрите также

Еще статьи из номера №176 (ноябрь 2020)

Подпишитесь на рассылку

Каждый месяц отправляем лучшие материалы. Это удобно!