Войти используя аккаунт
Войти используя аккаунт:
Логин Пароль Забыли свой пароль?

Блоги

17.10.2013 / 18:58

Если долго делать первый шаг…

Если долго делать первый шаг, можно

всю жизнь простоять на одной ноге.

Китайская поговорка

Голосование на «Рупеке» о 100%-й экспортной пошлине на мазуты и вакуумные дистилляты (так называемая «Проблема 2015»), и предсказуемые результаты этого голосования, послужили поводом взглянуть на проблему со стороны, так сказать министерской, а именно: «А как «Проблема 2015» сопрягается с «Планом 2030» (о строительстве новой нефтехимии) и сопрягается ли вообще?».

В период 2010-2012 переработка нефти в России составляла около 260 млн тонн (вся статистика взята из отчета «Альянс-Аналитики»), выход мазутов и вакуумных дистиллятов (ВД) из российских нефтей составляет не менее 50%, поэтому, разделив 260 млн на два получим 130 млн тонн мазутов и ВД. Экспорт мазутов и ВД в 2011 году составил 51,5 млн тонн, потребление внутри страны (как топливо) 17,2 млн тонн. Таким образом 260/2 – (51,5+17,3) = 61,2 млн тонн. Это очень радует, поскольку эта цифра означает, что почти половина мазутов и ВД перерабатывается на собственных мощностях российских НПЗ. Нет необходимости уточнять, как перерабатывается – в битум, или на установках КК, ГК, УЗК (т. е. более квалифицировано), главное, что перерабатывается, а не вывозится.

Какие же возможны перспективы в связи со 100%-й ставкой пошлины на темные нефтепродукты, которая, как говорят, будет введена в 2015 году?

Вариант 1. Ничего не будет, так как срок ввода будет перенесен на 2020 год, и опрос «Рупека» подтверждает народную молву. Почему на 2020, а потому что именно в период 2015-2020 годов на НПЗ предполагается интенсивный ввод в эксплуатацию вторичных процессов.

Вариант 2. Пошлина все-таки будет введена в 2015 году! Большинство НПЗ становятся убыточными или должны снизить нагрузку по нефти как минимум на 30%, что бы прекратить экспортировать фракцию 360+, а некоторых не спасет снижение нагрузки и на 50%, если конечно они не связаны мазутной трубой с морскими терминалами или расстояние до теплого моря в пределах 100-150 км.

Вспоминая незабвенного героя «Бриллиантовой руки», кураторам НПЗ остается повторять: «Я на это пойтить не могу [снижение нагрузки по НПЗ], я должен спросить у шефа». Поэтому принимаем Вариант 1, а кто не согласен, может подумать…и принять Вариант 1.

Сторонники интенсивного пути развития могут возмущаться и объяснять, что до 2015 года все вторичные процессы для переработки темных будут построены. Не будут, по двум простым причинам, а именно:

Причина 1.

- все планы по строительству сверстаны и ввод в эксплуатацию нагляден:

Процесс

Мощность, млн тонн

2012

2015

2020

Каталитический крекинг (КК)

21,2

28,0

32,7

Гидрокрекинг (ГК)

12,8

40,2

62,5

Замедленное коксование (УЗК)

5,7

13,0

18,1

Висбрекинг

23,5

27,1

24,6

Битум

8,8

9,0

9,1

Строительство новых установок Висбрекинга и Битума не планируется: их и так более, чем достаточно. А рост мощностей квалифицированных процессов приведен выше, и хотя создается впечатление, что основные пуски случатся уже до 2015 года, реально графики проектов отстают, так что все случится в интервале именно 2015-2020. Отсюда вытекает причина 2.

Причина 2.

На дворе конец 2013 года, даже если применить все административные рычаги, за 1,5 года невозможно построить ни КК, ни ГК, ни УЗК. Именно построить, имея в виду, что вся проектная документация в наличии, все разрешения получены, лопаты приготовлены и все только ждут сигнала и начинают копать фундаменты. Много ли российских НПЗ находятся в такой степени готовности, т. е. с лопатами наперевес?

Если по Причине 2 все ясно, даже девять женщин не могут за один месяц родить одного ребенка, то Причину 1 можно прокомментировать:

- каталитический крекинг в 2020 году 32,7 млн тонн, это фракция 360-560°С

- гидрокрекинг в 2020 году 62,5 млн тонн, это фракция 360-560°С

- замедленное коксование в 2020 году 18,1 млн тонн, это фракция 530 (560)+

- битумные установки в 2020 году 9,1 млн тонн, это фракция 530 (560)+

- висбрекинг в 2020 году 24,6 млн тонн, это фракция 530 (560)+

Итого: 32,7+62,5+18,1+9,1+24,6 = 147 млн тонн мазутов и ВД планируется к переработке, что более или менее совпадает с планируемым к переработке объемом нефти – 292,9 млн тонн, или при содержании в ней фракции 360+ около 50%, получаем 293/2=146,5 млн тонн темных, и следовательно планирование новых производств выполнено верно, а в этом никто и не сомневался.

В 2011 году все НПЗ России выпустили и продали:

Бензинов на внутреннем рынке 32,5 млн тонн

Бензинов на экспорт 4,1 млн тонн

Дизельного топлива на внутреннем рынке 35,9 млн тонн

Дизельного топлива на экспорт 28,3 млн тонн

О мазуте мы уже говорили 17,3 млн тонн внутри страны и 51,5 млн тонн на экспорт.

А как будут выглядеть эти же показатели в 2020 году? К сожалению, в отчете «Альянс-Аналитики» нет ответа на этот вопрос, но это не большая проблема. Расчет делается легко и просто, следите за руками:

Каталитический крекинг (КК) в млн тонн – 21,2 в 2012 и 32,7 в 2020 году, разница 11,5 млн тонн. КК в процессе работы дает: 50% бензина КК и 13% дизеля КК или 5,8 и 1,5 млн тонн соответственно.

Гидрокрекинг (ГК) в млн тонн – 12,8 в 2012 и 62,5 в 2020 году, разница 49,7 млн тонн. ГК в процессе работы дает: 35% бензинов ГК и 45% дизеля ГК или 17,4 и 22,4 млн тонн соответственно.

Замедленное коксование (УЗК) в млн тонн – 5,7 в 2012 и 18,1 в 2020 году, разница 12,4 млн тонн. УЗК в процессе работы дает: 12% бензина УЗК и 30% дизеля УЗК или 1,5 и 3,7 млн тонн соответственно.

Таким образом:

- прирост выпуска бензинов к 2020 году за счет деструктивных процессов к уровню 2011 года составит 5,8+17,4+1,5 = 24,6 млн тонн

- прирост выпуска дизеля к 2020 году за счет деструктивных процессов к уровню 2011 года составит 1,5+22,4+3,7 = 27,6 млн тонн

Погрешность подобного расчета составляет 5-7%, так как я не учитывал, что бензины коксования и гидрокрекинга необходимо риформировать, а это минус к количеству бензинов, но в то же время при блендировании бензинов к ним добавляются: МТБЭ, ТАМЭ, алкилаты, а это плюс к количеству бензинов, аналогично и с дизелем его гидроочистка неминуемо ведет к его потерям до 3-5%.

Что производители собираются делать в 2020 году с такими жуткими количествами бензинов и дизелей – не представляю, но отлично знаю, что, например, в ЕС, каждый четвертый баррель бензина лишний.

В самом начале заметки было сказано, что подход к «Проблеме 2015» министерский (если угодно Госплановский): а нельзя ли из «Проблемы 2015» извлечь пользу для «Плана 2030»?

Не будем останавливаться на вопросах:

- фракции С2-С4 в топливных газах НПЗ, количество которых, безусловно, возрастает с увеличение доли вторичных процессов, но это уже было на «Рупеке»

- нафты и рефлюксов, которые бывают хорошие и разные, некоторые пригодны для риформинга и изомеризации, а иные только как сырье пиролиза, но и это было на «Рупеке»

Тема у нас про мазут и ВД, вот про них и будем говорить.

А что будет, если мазуты и ВД отправить напрямую на пиролиз (паровой крекинг)? Смотрим в таблицу:

Продукция парового крекинга из нефтяного тяжелого сырья

Атмосферный газойль AGO

Легкий вакуумный газойль LVGO

Вакуумный газойль VGO

Этилен

26,6

23,0

19,6

Пропилен

13,75

14,5

11,85

Фракция С4

4,39

4,65

7,99

Пироконденсат

10,64

10,65

16,23

Смола пиролизная тяжелая

21,12

25,7

27,13

Газы в топливную сеть и водород

23,5

21,5

17,2

Итого

100

100

100

И что мы получили? Да ничего полезного для нефтепереработчика, если не считать полезным для «Плана 2030» производство олефинов путем утилизации мазутов и ВД, получение огромного потенциала (см. строчку пироконденсат) для производства бензола, толуола, этилбензола, ксилолов, а также сырья коксования для конструкционных графитов, что является жутким дефицитом для атомной промышленности.

А что будет, если мазут и ВД отправить на каталитический пиролиз – СРР? А если на NHC (Nova–Heavy Oil Cracking)? А если на DCC (глубокий каталитический крекинг)? Смотрим в таблицу:

Продукция процессов CPP, NHC, DCC, FCC из фр. 360-560°С

CPP

NHC

DCC

FCC

Этилен

18,4

9,5

3,5

0,5

Пропилен

20,2

22,2

18,4

5,6

Фракция С4

13,5

14,3

16,5

13,2

Фракция C5-180

22,1

26,1

36,4

52,5

Фракция 180-360 (дизель)

7,2

8,0

8,5

15,5

Фракция тяжелого дизеля

6,1

7,0

6,4

5,5

Кокс, газы в топливо и потери

12,5

12,9

10,3

7,2

Итого

100

100

100

100

При создании процессов СРР, NHC, DCC одним из ключевых моментов философии являлось «занять нишу между паровым крекингом и каталитическим крекингом (FCC)». Таблица наглядно показывает, что это удалось, процесс FCC (традиционный каталитический крекинг на бензины) приведен исключительно для сравнения.

А для чего были созданы СРР, NHC, DCC и построены в десятках вариаций по всему миру? Вот две основные причины:

- утилизация одной из самых распространенных нефтяных фракций 360-530(560)°С не в топлива, которых НПЗ с коэффициентом Нельсона более 7 может выпустить более чем достаточно, а в нефтехимическую продукцию: олефины и сырье для ароматики.

- создание сырьевой базы для высокооктановых компонентов бензинов – МТБЭ, ТАМЭ, алкилаты. Всем уже давно стало понятно, что выпустить бензин с октановым числом 95 и 98, не нарушая стандарта о суммарной ароматике, проблематично, а с октановым числом 100 (которые уже не редкость на заправках Европы) просто невозможно.

Вот такая вот, господа, получается история с географией, и ненавязчивая связь нефтеперерабатывающей «Проблемы 2015» с нефтехимическим «Планом 2030». Может быть, товарищам из Госплана России стоит оценить потребность в бензинах и дизеле до 2020 года, как для внутреннего пользования, так и для экспорта? И на основании этих цифр не городить огород из лишних нефтеперерабатывающих установок в виде КК, ГК и УЗК заливая все вокруг бензином и дизелем, а построить СРР, NHC, DCC, которые и нефтехимию сырьем обеспечат (причем с кратным избытком, нежели все пиролизы, мифические и реальные, которые там есть), и нефтепереработчиков высококачественными компонентами бензинов.

Вернуться в раздел