Национальный исследовательский Томский политехнический университет Ивашкина Елена Николаевна, д.т.н., д.т.н., профессор кафедры химической технологии топлива. - презентация

1 Национальный исследовательский Томский политехнический университет Ивашкина Елена Николаевна, д.т.н., д.т.н., профессор кафедры химической технологии топлива и химической кибернетики Кафедра химической технологии топлива и химической кибернетики Институт природных ресурсов

2 1995 г.2000 г.2005 г.2010 г. 3708,34078,04256,24370,3 Регионы мира 1995 г.2000 г.2005 г.2010 г. Северная и Южная Америка 33,332,432,332,1 Западная и Восточная Европа 36,532,529,628,9 Ближний Восток и Африка 10,911,012,1 Азиатско- Тихоокеанс кий регион 19,424,126,026,9 млн. т/год %

3 Показатель 1995 г.2000 г.2005 г.2010 г. Количество НПЗ (ед.) Средняя мощность завода, млн. т 5,435,526,446,78 Факторы сокращения числа НПЗ: экологические и экономические. О.Б. Брагинский Современное состояние и тенденции развития мировой нефтеперерабатывающей промышленности // Нефть, газ и бизнес. –

4 Некоторые положения из энергетической программы США (программа Обамы-Байдена): 1. Энергетическая независимость США от импорта ближневосточной и венесуэльской нефти, рост добычи нетрадиционного природного газа; 2. Развитие альтернативной энергетики (инвестиции 150 млрд. долларов за 10 лет, доля альтернативных источников в 2012 г. – 10 %); 3. Разработка месторождений и увеличение поставок в США канадской битуминозной нефти на НПЗ; 4. Производство не менее 1 млн гибридных автомобилей с расходом топлива не более 1,6 литров на 100 км; 5. Введение нового национального стандарта на топлива с пониженным содержанием углерода. М. Левинбук, и. Максимов Российская нефтепереработка в ожидании перемен // The Chemical Jorurnal. –

5 Запасы нетрадиционного природного газа в разных регионах мира Изменение запасов нефти в различных странах при включении в резервы тяжелых нефтей

6 Нефть на НПЗ после промысловой подготовки Первичная переработка нефти Средние фракции Облагораживающий процесс Моторные топлива Глубокое обезвоживание и обессоливание Светлые фракции Остаток (мазут, гудрон) Облагораживаю щий процесс Масла, парафины Углубляющий процесс (каталитическая переработка) Сырье для нефтехимии Вторичная переработка Битумы, кокс Вторичная переработка Полимеры, каучуки, ПАВ, стирол, полистирол, ароматика, метанол, МТБЭ и др. Нефтехимия Глубокая переработка

7 27 крупных НПЗ мощностью млн. т/год. Более 200 мини-НПЗ. ГПЗ (переработка жидких фракций газового конденсата).

8 Первичная переработка нефти по основным компаниям и концентрация производства в нефтеперерабатывающей промышленности России в 2010 г.

9 9

10 Произведено: Объем переработки – 288,9 млн.т (+6%) (3-е место в мире) Средняя загрузка – 95,0% (в мире – 82%) Глубина переработки нефти – 72,3% Объем инвестиций в нефтепереработку в России в 2014 г. составил 290 млрд. руб. (% к 2013 г.) бензин – 38,3 млн.т керосин – 10,9 млн.т диз. топливо – 77,3 млн.т мазут – 78,3 млн.т (-1,0%) (+5,4%) (+7,4%) (+1,8%) 10

11 В настоящее время нефтепереработка России существенно отстает в своем развитии от промышленно развитых стран мира. Сроки эксплуатации российских НПЗ Переработка нефти и производство основных нефтепродуктов в РФ, млн.т (без учета ОАО «Газпром»)

12 Производство и распределение топлива, млн. т

13

14 Уфанефтехим – 8,60 Пермнефтеоргсинтез – 7,00

15 Нерациональное размещение предприятий обусловливает дальность перевозок нефтепродуктов до 2 тыс. км. В Европе и США транспортное плечо составляет менее 100 км. Россия занимает 3 место в мире по нефтепереработке, в то время, как по глубине переработке – на 67 месте из 122 стран.

16 Низкая доля деструктивных процессов в технологической схеме НПЗ. Основные фонды должны возрасти в 3,0-3,5 раза, что эквивалентно обновлению 2/3 нефтеперерабатывающей отрасли (это требует значительных инвестиций) Действительно рациональная переработка углеводородного сырья химические продукты с высокой добавленной стоимостью может быть обеспечена глубокой интеграцией нефтепереработки и нефтехимии.

17 Факт Вызовы и принимаемые меры Тип оборудования Доля оборудования российского производства, % Запрет ввоза оборудования Компенсирующие меры Реакторы 78 Российское производство в готовности, кроме реакторов гидрокрекинга Расширение производства на Ижорском заводе и «Волгограднефтемаше». Закупка оборудования в странах, не примкнувших к санкциям Колонны 81 Российское производство в готовности Российское производство в готовности Ёмкости 83 Российское производство в готовности Российское производство в готовности Теплообменники 76 Российское производство в готовности Российское производство в готовности Насосы 49 Российское производство в готовности Российское производство в готовности Компрессоры 22Дефицит компрессорного оборудования Увеличение российского производства. Закупка оборудования в странах, не примкнувших к санкциям

18 Разработка стратегии размещения НПЗ. Повышение глубины переработки углеводородного сырья до мирового уровня и выше. Производство экологически чистых моторных топлив. Интеграция с нефтехимией и ее ускоренное развитие.

19 Число НПЗ в России необходимо удвоить, чтобы сократить дальность перевозок продуктов до конечного потребителя, исключить дефицитные по нефтепродуктам округа и избавиться от монополизма лидирующего в регионе завода Расширение действующих и строительство новых, ориентированных на экспорт продукции НПЗ мощностью до 30 млн. т/год каждый

20 Побережье Черного моря. Побережье Балтийского моря. Побережье Баренцева моря. Побережье Тихого океана (о. Сахалин). На замыкании Восточно-Сибирского нефтепровода.

21 Увеличение объемов переработанного сырья (к 2020 году - на 5-10 % к уровню 2009 года, до млн. т, к 2030 году - на % к нынешним объемам, до млн. т): введение в эксплуатацию новых заводов в Татарстане, Приморском крае, расширение действующих НПЗ; увеличение мощностей по первичной переработке нефти на Туапсинском ПНЗ (до 12 млн. т), на Киришинефтеоргсинтез – на 12 млн. т; Строительство новых нефтехимических комплексов (Татарстан (7 млн. т/год), Дальний Восток (20 млн. т/год)). ГПН к 2020 г. увеличится до 83 %, к 2030 г. – до %. Н.Н. Николаюк Увеличение глубины переработки нефти как фактор повышения конкурентоспособности российского ТЭК на энергетическом рынке Европейского Союза // Нефть, газ и бизнес. –

22 ГПН к 2020 г. увеличится до 83 %, к 2030 г. – до %: 1. Увеличение вдвое конверсии тяжелых дистиллятов (вакуумного газойля) с до 85 %, что обеспечит ГПН до % - наращивание мощностей каталитического крекинга; - наращивание мощностей гидрокрекинга. 2. Дальнейший рост ГПН обеспечивается увеличением конверсии нефтяных остатков - введение модифицированных процессов кат - и гидрокрекинга; - коксование гудронов.

23 Евро-2 – 2006 год Евро-3 – 2008 год Евро-4 – 2010 год Евро-5 – 2014 год Эти стандарты касаются топлива только для новых машин.

24 Содержание компонентов, % мас. Россия Евросоюз 2005 г.2010 г. Бутаны 5,03,5 Бензин риформинга Бензин кат. крекинга Алкилат 1,55,08-16 Изомеризат 2,05,07-11 Низкооктановые компоненты 21,57,03-4 Оксигенаты 2,04,08-10 Сумм. ароматика 4338,5 не более 35 % (Евро-4) не более 25 % (Евро-5) Среднее ОЧ по исслед. методу 90,29395

25 Для создания качественного бензинового фонда необходимо определить пути снижения суммарного содержания ароматических углеводородов с 43 до 35 % в 2014 году До 25 % в 2020 году При одновременном увеличении среднего ОЧ до 95 (по исследовательскому методу)

26 Увеличение мощностей скелетной изомеризации легких бензиновых фракций. Увеличение мощностей процесса алкилирования. Наращивание мощностей по производству оксигенатов. Внедрение современных технологий каталитического риформинга. Цель реформирования состава автобензинов заключается в достижении умеренного содержания ароматики (25-35 %), остальное - изопарафины.

27 Основными проблемами, препятствующими модернизации отрасли, являются: 1)Неясность налоговой политики в области нефтепереработки. 2)Финансовые санкции США и ЕС. 3)Высокая импортозависимость отрасли. Основные причины переноса сроков реализации проектов модернизации: 1)Увеличение стоимости проектов. 2)Срывы сроков поставки оборудования. Для повышения эффективности нефтеперерабатывающей промышленности России, обеспечения технологической и региональной сбалансированности нефтяного комплекса в целом необходимо: 1) Продолжить модернизацию существующих НПЗ. 2) Построить новые высокотехнологичные НПЗ в европейской части страны (ТАНЕКО, Кириши-2). 3) Сформировать систему локальных и промысловых НПЗ и ГПЗ в Восточной Сибири (Ленек) и новых НПЗ и НХК регионального и экспортного назначения на Дальнем Востоке (бухта Елизарова). 4) Сократить зависимость от импорта катализаторов. Для решения поставленных перед отраслью задач, необходима тесная интеграция науки, академического и вузовского сообщества, а также бизнеса и государства. Использование при модернизации предприятий отечественных технологий, оборудования и услуг российских инжиниринговых компаний позволит ослабить зависимость от импорта и решить проблему импортозамещения в отрасли.