Бизнес на нефтеперерабатывающем мини-заводе (НПЗ) всегда был и остается самым рентабельным делом. Спрос на нефтепродукты постоянно высокий. Прежде всего, они используются в:

• судоходстве (мазут);
• городских котельных (мазут, печное топливо);
• сельском хозяйстве (мазут, солярка, дизельное топливо);
• бензоколонках (продажа бензина в розницу).

Для успеха нефтеперерабатывающего завода необходимо иметь независимый источник нефти и доступ к железной дороге. Тогда можно предлагать рынку конкурентные цены на продукцию вашего мини-завода.

Инвестиции в проект

Определить примерную сумму инвестиций в бизнес сложно, но необходимо рассчитывать как минимум на 15 млн долл. Конечная сумма зависит от ряда факторов и прежде всего от масштабности проекта. Для вычисления необходимой суммы используют сумму затрат, которые потребуются для организации трех основных составляющих бизнеса:

• источника нефти;
• логистики до места переработки (железная дорога или нефтепровод);
• каналы сбыта.

Если можно обеспечить нормальную работу всех трех составляющих, есть смысл строить нефтеперерабатывающий завод. Надо учитывать, что после того, как будет сформирован бизнес-план, потребуется еще полтора года на составление и утверждение проектов, различных изысканий и собственно строительства. Вложенные же инвестиции обычно возвращаются по истечении трех лет от начала работы нефтеперерабатывающего мини-завода.

Особенности мини-формата

При строительстве крупного нефтеперерабатывающего завода приходится конкурировать с государственными производствами. А это довольно сложно, даже когда конкуренция в целом невысокая. Мини-завод намного выгодней, так как государственные структуры не рассматривают его как веского конкурента. Как правило, НПЗ такого формата открывают там, где объемы добычи нефти небольшие, а потому строительство крупного производства экономически невыгодно.

Но спрос на нефтепродукты есть везде, поэтому в таких местах НПЗ может покрыть спрос, в том числе и на сопутствующие услуги. То есть, основными продуктами производства завода являются:

• различные бензины;
• дизельное топливо;
• печное топливо;
• мазут;
• соляровое масло.

В то же время можно оказывать услуги по нефтепереработке мелким добытчикам, которые за месяц добывают от двух до пяти тонн продукта. Это не акцизное производство, но имеющее право на жизнь, так как подобных добытчиков, разрабатывающих старые месторождения, по стране работает немало. Доходность такого НПЗ составит около 50% годовых.

Цикл производства

Практика показывает, что не стоит включать в бизнс-план НПЗ помимо переработки нефти еще и ее добычу или сбыт готовой продукции. Даже как сопутствующий бизнес эти направления только расшатывают стабильность работы НПЗ. Поэтому лучше работать с независимыми нефтедобывающими компаниями, закупая у них сырье. Как вариант, можно участвовать в конкурсах крупных нефтяных компаний по закупке сырья. Но они обычно выставляют крупные лоты.

Сбывать продукцию лучше тоже через оптовых дилеров. Как правило, маркетинг завода строится исходя из его специфики. Но обычно готовая продукция продается по 100% предоплате на условиях самовывоза.

Вопросы логистики

Логистика имеет ключевое значение в будущем бизнесе. Составляя бизнес-план, необходимо остановиться на одном из возможных вариантов доставки сырья:

• железная дорога;
• специализированный трубопровод.

Железная дорога

Использование железной дороги как канала транспортной связи между нефтедобывающим и нефтеперерабатывающим производством имеет свои преимущества и недостатки. Преимущество железнодорожного транспорта в том, что обычно нет необходимости строить полностью ветку от поставщика сырья до НПЗ. Как правило, можно достроить ветку до уже проложенного железнодорожного полотна. Мало того, можно построить свой мини-завод на месте бывшего производства, где такое полотно уже проложено. Это сократит инвестиции на логистику, позволив вложить средства в другие сферы развития предприятия.

Но как транспортное сообщение, так и объемы производства завода в целом надо рассчитывать исходя из возможностей расположенных неподалеку нефтедобывающих предприятий. Расчет транспортной нагрузки будет исходить из того, что в одну цистерну помещается около 50 тонн нефти. Поставляются они составами до 50 вагонов в одном. То есть один состав может привести где-то 3 тыс. тонн нефти за один раз для переработки. Из этого объема сырья завод может произвести в месяц около 50 тыс. тонн нефтепродуктов, которые тоже надо как-то доставить заказчикам. В год это составит порядка 500 тыс. тонн.

Трубопровод

Чтобы использовать в качестве транспортной системы трубопровод, необходимо подключиться к системе Транснефти. Причем с заявлением о подключении надо обращаться не к ней, а в компанию по добычи сырья. А все потому что обязательным условиям подключения является закупка сырья не менее, чем на миллион тонн в год. Такие объемы может предоставить далеко не каждый добытчик. А те, кто могут, уже имеют контракты с более крупными нефтеперерабатывающими компаниями.

Проектная часть завода

Итак, прежде чем строить завод, надо определиться с мощностью вашего производства и подписать проекты о намерениях с поставщиками, где будут согласованы объемы закупаемого сырья. Только после этого можно приступать к следующему этапу – подготовке бизнес-плана НПЗ и технико-экономического обоснования производства. Как уже говорилось, эти документы будут основываться на реальных возможностях объемов поставки сырья.

Желательно, чтобы план и проект завода был разработан одной из ведущих нефтеперерабатывающих компаний, например, «Шелл». Это придаст надежности вашему проекту и повысит лояльность инвесторов, спонсоров, банков. Конечно, это увеличит расходы на старте, но в результате даст возможность получить больше оборотных средств.

Место под строительство

Что касается поиска места под строительство завода, то лучше всего искать старую заброшенную нефтебазу. Это минимизирует риски закрытия вашего производства из-за создания неблагоприятной экологической обстановки. Как правило, она уже там находится в плачевном состоянии. Еще одно преимущество – налаженная инфраструктура. Обычно к базе уже проложена железнодорожная ветка, есть эстакады. А вложения в их ремонт, как правило, намного ниже, чем инвестиции в строительство. Кроме того, обычно на таких местах оборудованы условия для хранения сырья и готовых нефтепродуктов, что тоже сокращает план инвестиций на старт проекта.

Еще один важный нюанс – рядом с такими территориями обычно уже работают нефтедобывающие компании, которые в свое время отработали схему поставок сырья на базу. Все эти факторы благоприятно влияют на финансовый план вашего будущего нефтеперерабатывающего завода.

Сбыт готовой продукции

Опять же, если возводить завод на территории бывшей базы, то можно получить уже готовую клиентскую сеть. Это могут быть:

• бензоколонки, которые не могут покупать топливо у крупных производителей из-за малых объемов реализации;
• муниципальные власти, которым необходимо топливо для котельных;
• мелкие нефтебазы, которые нуждаются в мелкооптовых партиях.

Мини-НПЗ — это промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти (объемом до 1 миллиона тонн сырья/год) в бензин, дизельное топливо, мазут.

Основные данные переработки нефти на НПЗ

Предприятия переработки нефти находятся во всех континентах (кроме Антарктиды)- 109 стран эксплуатирует свыше 770 нефтеперерабатывающих заводов. Десять стран наибольшей мощностью (млн тонн/год) нефтеперерабатывающих заводов приводится ниже: США – 830; Китай – 340; Россия – 271; Япония – 234; Индия – 171; Канада – 166; Южная Корея – 135; Германия – 123; Франция – 120; Италия – 102; Мощность отдельных нефтеперерабатывающих заводов колеблется от 50 тыс. т до 55 млн тонн/год (комплекс фирмы «Реланс», штат Гуджерат, Индия). Владельцами нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) являются как ведущие мировые компании, осуществляющие добычу, переработку нефти, а также снабжение нефтепродуктами (американские компании «ExxonMobil», «Shell», «Shevron», «ConocoPhilipce» британская «BritishPetrolium»), французкая «Total», итальянская «Adgip», китайская «Sinopeck», бразильская «Petrobraz», индийская «Indian Oil», российские «Роснефть», «Лукойл»), так и компании, сосредоточившиеся на переработке нефти («Valero Energy» в США).

К основным преимуществам мини-НПЗ перед многотоннажными НПЗ относятся:

• Быстрый срок проектирования, строительства;
• Усиленный контроль качества;
• Использование меньше энергии;
• Меньше капитальных затрат;
• Меньше участок земли (площадь) для завода;
• Меньше полевых работ;
• Сниженная потребность в квалифицированной рабочей силы;
• Более быстрые финансовые отчеты для установленного завода;
• Повышенная безопасность.

Стадии строительства мини-НПЗ

Строительство мини-НПЗ состоит из следующих стадий:

• ТЭО инвестиций объекта строительства;
• Проект строительства;
• Согласование, утверждение проекта;
• Проектирование, изготовление оборудования (комплектация всего нефтеперерабатывающего комплекса);
• Строительные работы;
• Монтаж оборудования (пуско-наладочные работы, вывод на режим);
• Сдача объекта в эксплуатацию.

Основным проектным документом строительства объектов мини-НПЗ является технико-экономическое обоснование. Состав, назначение работ по разработке ТЭО (технико-экономическое обоснование строительства объекта).

1. Назначение ТЭО, основания для его разработки

Порядок разработки, согласования, утверждения, состав технико-экономических обоснований на строительство новых и изменение (расширение, модернизацию, техническое перевооружение, реконструкцию, реставрацию, капитальный ремонт) существующих предприятий, зданий, сооружений (далее- объектов мини-НПЗ ) устанавливаются законодательными, нормативными правовыми актами, иными нормативными документами государства строительства объекта и предназначены для применения всеми субъектами архитектурной, градостроительной, строительной деятельности на территории этого государства. Положения этих актов должны соблюдаться при разработке ТЭО строительства объектов, возводимых полностью или частично за счет государственных инвестиций, а также возводимых без участия государственных инвестиций, но предусматривающих установленную в законодательном порядке долю государственной собственности в объемах выпускаемой продукции или предоставляемых услуг. Разработка ТЭО осуществляется с учетом данных и положений, содержащихся в планах социально-экономического развития государства, региональных, отраслевых, научно-технических, других государственных программах, схемах развития, размещения производительных сил, градостроительной документации (генеральных планов развития городов, населенных пунктов) так же иных документов, необходимых для строительства объектов мини-НПЗ на территории государства строительства объекта. Результаты ТЭО служат основанием для принятия решения о хозяйственной необходимости, технической возможности, коммерческой, экономической, социальной целесообразности инвестиций в строительство, получения Акта выбора земельного участка для размещения объекта.

2. Состав ТЭО

В ТЭО должны выполняться альтернативные проработки, расчеты предложенных вариантов, в том числе принципиальные объемно-плани­ровочные решения, расчеты эффективности инвестиций, а также данные социальных, экологических, других последствий при строительстве, эксплуатации объекта, в том числе величина причиненных убытков землевладельцам, землепользователям, арендаторам, потерь сельскохозяйственного производства, связанных с изъятием земельного участка и др. Состав, содержание указанных материалов должны быть достаточны для обоснования принятых в ТЭО проектных решений, проведения необходимых согласований и экспертиз. Состав, содержание ТЭО должны быть достаточны для оценки целесообразности, эффективности инвестиций в строительство объектов с проработкой каждого раздела, которые должны содержать результаты изучения осуществимости и эффективности проекта строительства, проводимого на основе экономического анализа затрат и выгод. Состав ТЭО для объектов производственного назначения должен состоять из следующих разделов:

• исходные данные (наименование объекта строительства, место реализации, предполагаемые источники, схемы финансирования, период реализации проекта строительства, а также исходные документации для разработки ТЭО);
• введение (обоснование необходимости строительства объекта, цели инвестирования, экономический эффект, ожидаемый от функционирования объекта, с указанием основных количественных, качественных показателей объекта);
• маркетинговый раздел (- результаты технико-экономических оценок; — оценка существующего, перспективного спроса на предполагаемую к выпуску продукцию; — анализ современного состояния отрасли, социально-экономической необходимости строительства объекта; — оценка коммерческих рисков);
• мощность предприятия (- обоснование выбора политики в области сбыта продукции; — анализ работы существующих объектов в данной отрасли; — разработка мероприятий по стимулированию сбыта продукции; — номенклатура, объемы производства основной, попутной продукции; — оценка влияния проекта на инфраструктуру региона);
• обеспечение предприятия ресурсами (потребность предприятия в необходимых ресурсах: сырье, материалы, энергетические ресурсы, трудовые, финансовые ресурсы);
• основные технико-технологические решения (обоснование выбранной технологии основного и вспомогательных производств на основе сравнения возможных вариантов технологических процессов по уровню их экономической эффективности, технической безопасности, потреблению ресурсов на единицу продукции, а также степени риска, вероятности возникновения аварийных ситуаций);
• место размещения предприятия (основные требования к месту размещения объекта);
• основные архитектурно-строительные решения (принципиальные архитектурные, объемно-планировочные, конструктивные решения);
• транспорт (обоснование выбора вариантов транспортной схемы, внутриплощадочных путей, автодорог);
• инженерные системы (выбор решения по энергосбережению, тепло-, водоснабжению, канализации и др. с обоснованиями выбранных схем);
• оценка воздействия на окружающую среду (- оценка влияния проекта на состояние окружающей среды; — мероприятия, предполагаемые проектом для улучшения экологической ситуации; — оценка экологических рисков);
• институциональный раздел (информации о всех участниках реализации проекта, их функциях, а также структуре управления с оценкой финансовых затрат);
• финансовый анализ (- расчеты общих инвестиционных расходов; — расчеты себестоимости основных видов продукции; — расчет доходов от продаж; — сводный расчет потока денежных средств; — анализ проекта с помощью простых методов финансовой оценки; — анализ проекта с помощью методов дисконтирования; — финансовый анализ в условиях неопределенности; — анализ ликвидности проекта; — текущее финансовое состояние участников проекта; — анализ схемы, источников, условий финансирования так же их альтернативных вариантов; — оценка финансовых рисков);
• экономическая эффективность инвестиций (- расчет стоимости строительства; — оценка экономических выгод, затрат; — анализ наименьших затрат; — расчет показателей экономической эффективности проекта; — определение оценки риска инвестиций);
• социальный раздел (- потребность в трудовых ресурсах по категориям работников; — обоснованность проекта с точки зрения социально-культурных, демографических характеристик населения; — нормы охраны труда, техники безопасности; — оценка социальных рисков);
• технико-экономические показатели (данные о мощности объекта строительства, финансовые, экономические показатели проекта, а также стоимостные показатели строительства, стоимость основных производственных фондов, стоимость товарной продукции, себестоимость основных видов продукции, ориентировочный срок строительства и т. д.);
• общие выводы (выводы о хозяйственной необходимости, технической возможности, коммерческой, экономической, социальной целесообразности инвестиций в строительство объекта).

Проект строительства мини-НПЗ — это комплект документации, по которому производят строительные работы, монтируют оборудование, сдают объект в эксплуатацию. От качества проектных работ зависит очень многое, а именно – время прохождения экспертизы, скорость, стоимость строительства. Состав проекта:

• Общая пояснительная записка;
• Генеральный план и транспорт;
• Технологические решения;
• Организация и условия труда работников. Управление производством, предприятием;
• Архитектурно-строительные решения;
• Инженерное оборудование, сети и системы;
• Организация строительства;
• Охрана окружающей среды;
• Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций;
• Сметная документация;
• Эффективность инвестиций.

Согласование, утверждение проекта строительства осуществляется в соответствующих государственных органах (процедура осуществляется силами Генерального проектировщика).

Проектирование, изготовление оборудования

Проектирование и последующее изготовление основного технологического оборудования, входящего в состав мини-НПЗ , осуществляется на основании следующих исходных данных (основные, все необходимые исходные данные перечислены в Опросном листе):

• перерабатываемое сырье (паспорт, объемы переработки);
• характеристики готовой продукции (ассортимент, качество);
• место строительство объекта (отчет об инженерных изысканиях, топосъемка участка строительства, условия окружающей среды и т.д.);
• наличие воды (скважин), других энергоресурсов;
• требования к автоматизации управления технологическим процессом.

Предприятие изготовитель нефтеперерабатывающего оборудования поставляет комплект оборудования (блочно-модульный) на участок строительства, после того как там были проведены работы подготовки участка к монтажу оборудования. После монтажа оборудования производится комплекс пуско-наладочных работ, ввод оборудования в эксплуатацию. Вывод оборудования на режим, с последующим подтверждением качества выпускаемой продукции в независимой аккредитованной лаборатории, является окончательным этапом перед сдачей объекта в эксплуатацию.

Ограничение ответственности

Информация и соответствующие материалы могут быть изменены без предварительного уведомления. Bеб-сайт, а также вся информация и связанные с ним материалы, которые он содержит, предоставляются в состоянии «как есть». ООО «УКРНЕФТЕМАШ ЕРС» не предоставляет каких-либо гарантий и не гарантирует полноту, точность, «актуальность» или адекватность, пригодность, функциональность, доступность или работу этого веб-сайта или информации и материалов, которые он содержит. Используя этот веб-сайт, вы соглашаетесь с тем, что информация и материалы на этом веб-сайте могут быть неполными, неточными, устаревшими или не соответствовать вашим потребностям и требованиям.

Моб: +7-908-114-86-41

656064, г. Барнаул, ул. Павловский тракт, д. 49 б, офис 311

Режим работы: 8:00 до 22:00

Сам себе НПЗ: независимые переработчики против нефтяных гигантов. 10 НОЯБРЯ 2015 ГОДА КОМПАНИИ / ЭНЕРГЕТИКА / НЕФТЬ МОСКВА, 10 ноября

К началу XXI века созданный во времена СССР нефтеперерабатывающий комплекс России поделили между собой крупные игроки, превратившиеся благодаря этому в полноценные вертикально-интегрированные компании (ВИНК). В результате, на рынке возникла олигополия: восемь компаний контролировали более 90% объема переработки и внутреннего рынка нефтепродуктов. При этом, ВИНК в первую очередь ориентировались на международный рынок и не были заинтересованы в поставках своей продукции потребителям внутри страны, которые снабжались по остаточному принципу.

Малые и средние НПЗ, не вошедшие в состав ВИНК, не могли с ними конкурировать на равных из-за плохой технической оснащенности, низкого качества продукции и логистических проблем. Тем не менее, за последние 10 лет в России появилось крупные независимые НПЗ, которые производственным и финансовым показателям не уступают заводам ВИНК. Секреты успеха – современное производство и гарантированный рынок сбыта.

Первым крупным проектом по созданию независимого нефтепереработчика стал Антипинский НПЗ , решение, о строительстве которого было принято в 2004 г. Инвесторами проекта выступила группы предпринимателей из Тюменской области. Хотя проект получил всестороннюю поддержку властей региона, но даже благодаря наличию "административного ресурса", отношение к нему было крайне скептическим.

Тем не менее, акционеры сумели договориться о кредитах, обеспечить финансирование и построить современный НПЗ. Если на старте в 2006 г. мощность завода составляла 400 тыс. т/г. переработки, то уже через четыре года она выросла в 10 раз до 4 млн т/г. В результате, Антипинский завод превратился в лидера на рынке Тюменской области и крупного игрока в соседних регионах.

Завод продолжает активно наращивать производственные мощности, которые с 2010 г. по 2014 г. удвоились, достигнув 8 млн т/г. В прошлом году объем производства разных видов нефтепродуктов превысил 6,2 млн т.

При этом, маркетинговая стратегия завода с самого начала была сориентирована на выпуск нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью. Сейчас завод способен выпускать дизельное топливо стандарта Евро-5, в следующем году начнется производства бензина, отвечающего самым высоким международным требованиям. До конца 2015 г. глубина переработки нефти должна достичь 94% . Этот показатель в среднем по России не превышал 74% в 2014 г. Выпуск дизельного топлива составит до 50% продукции завода. По этим параметрам Антипинский НПЗ можно сравнить с лучшими европейскими нефтеперерабатывающими предприятиями.

На этом процесс развития завода не будет завершен. После окончания строительства современного нефтеперерабатывающего блока на базе НПЗ предполагается создать нефтехимический комплекс с целью производства ароматических углеводородов – бензола, толуола и ксилола.

Успех проекта признают эксперты и руководители многих ВИНК, которые рассматривают Антипинский НПЗ как серьезного соперника на внутреннем рынке. Со стороны нефтяных компаний, в частности бывшей ТНК-BP, неоднократно предпринимались попытки купить НПЗ в Тюмени, но на все предложения о продаже владельцы завода отвечали отказом.

Повышаем рентабельность мини-НПЗ модулем глубокой переработки мазута

Последние 8 лет мы активно продвигаем концепцию глубокой переработки нефти с использованием малобюджетных аппаратурно-технологических решений. В годы экономического кризиса для нефтеперерабатывающей промышленности этот призыв весьма актуален. Особенно актуален вопрос глубокой переработки нефти для мини-НПЗ.

Понятно, что на малом заводе при несовершенной технологии глубина переработки нефтяного сырья не превышает 50–60%, а это значит, что и прибыльность такого НПЗ минимальна. Собственники просчитались. Нужны средства на модернизацию. Экономическим базисом высокой рентабельности любого НПЗ, и прежде всего «мини», является технология с максимально высокой глубиной переработки нефти. Суммы чистой прибыли, а, следовательно, и рентабельность, будут максимальны при глубине переработки нефти свыше 90%, т.к. только светлые нефтепродукты имеют максимальную добавленную стоимость. Выход один: надо модернизировать примитивную технологию переработки нефти на максимальный выход дистиллятных топлив, а заодно и привести документацию в соответствие с нормативами. Методология модернизации малых НПЗ дополнительным монтажом модуля глубокой переработки мазута, либо гудрона, приведена в настоящей статье.

Первичная перегонка нефти на мини-АТ

Базовыми технологическими решениями практически всех мини-НПЗ является первичная перегонка нефти. В основе схем перегонки нефти заложены различные аппаратурные решения. Однако, даже на профессионально изготовленных установках, отбор светлых фракций не превышает 70–80% от потенциала. Выход мазутов превышает 50%, и в них содержится до 15–40% дизельных фракций. Порой в мазутах можно обнаружить хвостовые бензиновые фракции.

В некоторых случаях на «мини» пытаются достичь более глубокого отбора светлых моторных топлив, – устанавливают вакуумную колонну. Дополнительные капитальные затраты оказываются неоправданно высокими с малым экономическим эффектом. Получаемые вакуумные газойли, как правило, высокопарафинистые, с высокими температурами завстывания и высокой вязкостью, что значительно снижает стоимость товара. Остаточный гудрон на рынке не востребован.

Встает задача поиска эффективных технологических решений по переработке мазутов. Остаточные

фракции мазута представляют ценное сырье для конверсионной переработки в дизельные дистилляты. Для НПЗ с малой производительностью рентабельными могут быть только малобюджетные технологические схемы глубокой переработки мазута с получением в максимальном количестве высоколиквидных светлых товарных нефтепродуктов, цена которых в 2–3 раза выше исходного сырья.

Технологическая концепция модернизации мини-НПЗ

Только глубокая деструкция тяжелых углеводородов нефти обеспечит решение поставленной задачи: производство светлых бензино-дизельных топлив в максимальном количестве. Такое условие можно осуществить с помощью новых аппаратурно-технологических решений. Эти решения должны быть универсальными и комплектными. Конечно, для малого НПЗ технологическое оформление процесса переработки мазута должно быть в модульном исполнении. Модуль глубокой переработки мазута должен быть интегрирован с установкой первичной перегонки нефти по основным технологическим потокам, и особенно, по схеме рекуперации тепла. Дополнительное комплектование действующего «мини» модулем глубокой переработки мазута должно отвечать условиям минимизации вложения инвестиционных средств. Срок изготовления и привязки модуля не должен превышать 6–7 мес., а эксплуатационный срок окупаемости инвестиций не должен быть более 4–6 мес.

Описание технологических решений

За последние годы в России построены около двух сотен, так называемых мини-НПЗ мощностью менее 10–100 тыс. тонн нефти/год. Основу технологии таких заводов составляет процесс первичной перегонки нефти, т.е. ее атмосферной ректификации на получение прямогонных низкооктановых бензинов и дизельных топлив. Основной реализуемый товар – судовые топлива. Остаточные прямогонные мазуты стараются продать на экспорт, сжигают в котельных или на промыслах закачивают в нефтепровод. За счет экономии на транспортных расходах, строительство таких мини-НПЗ в удаленных регионах стало обоснованным. Однако малая (не более 50–60%) глубина отбора светлых топлив не окупает затраченных средств на строительство мини- НПЗ базирующихся только на первичной перегонки нефти. Вакуумная перегонка мазута не вытягивает экономику «мини» в высокую доходность.

Увеличить глубину переработки нефти можно различными способами. Безусловно, приоритет у процесса «Висбрекинг» – он имеет наименьшие капитальные затраты, а появившийся безмазутной – «дизельный висбрекинг» еще и дополнительно обеспечивает выработку дизельно- бензиновых дистиллятных фракций до 30–40% на нефть. На создаваемых мини-НПЗ по безмазутной отечественной технологии переработки нефти «Висбрекинг- «Термакат» глубина переработки нефти гарантирована до 85–92%, что обеспечивает высокую рентабельность даже малым заводам мощностью 30–40 тыс. т. нефти/год. На построенном в ХМАО малом НПЗ-0,8 на пусковой отработке безмазутной технологии было показано, что новые аппаратурно- технологические решения позволили увеличить выход светлых моторных топлив на 26% выше потенциала исходной нефти. Результат надо сказать отличный – всем понятно, что доходность от реализации дизельных фракций в 2,5–3 раза выше, чем от мазута.

Однако, мы, как разработчики, до сих пор не знаем, почему завод не работает на максимальную глубину переработки нефти, почему главный инженер не включает в работу блок конверсии мазута?

Не понятна позиция собственника, который мирится с ежемесячными многомиллионными потерями в своем бизнесе.

Назначение технологических решений: глубокая переработка по безмазутной схеме нефтей, в том числе низкого качества: тяжелых, вязких, парафинистых; остаточных мазутов, гудронов и нефтешламов, в светлые дистиллятные продукты (выход 85–93%) и вторичное котельное/судовое топливо и/или дорожные и промышленные битумы.

Конечно, правильнее всего проектировать и строить НПЗ на глубокую переработку нефти с применением интегрированных технологических схем. Аппаратурно- технологические решения в этом случае будут с минимальными капиталовложениями, а технологический результат наиболее эффективным. Последними проектными разработками найдено рациональное аппаратурно- технологическое решение по созданию комплектного блока вторичной глубокой переработки мазута и компактного мини-модуля глубокой конверсии мазута. Разработка выполнена в 2-х вариантах.

1. Полноценный блок вторичной переработки мазута в составе ректификационной колонны, технологической нагревательно-реакционной печи и модуля кавитационной конверсии мазута. Блок размещается в щитовом строительном модуле площадью 6х18 м, с высотой колонны 12 м.

При переработке 50%-го мазута типа М-40 от западносибирской нефти получают, % масс. на нефть:

2–3 % – бензиновых фракций;

20–25 % – дизельных фракций;

8–10 % – печного/судового топлива;

12–16% – остаточного судового топлива/ М-100

Получаемая продукция с блока вторичной переработки мазута откачивается в товарный парк. Рекуперация тепла откачиваемых потоков осуществляется на блоке первичной перегонки нефти.

2. Модуль кавитационной конверсии мазута (МККМ), фактически является «сердцем» блока вторичной переработки мазута. Оборудование модуля смонтировано на платформе размером 2,2х4,2 м. Изометрическое изображение модуля ККМ приведено на рис. 2. Модуль изготавливается в 2-х вариантах: на переработку нефти и на переработку мазута.

Технологически модуль встраивается в первом случае на потоке нефти между печью и колонной, во втором случае на потоке откачиваемого из колонны мазута. Дополнительно полученные дистиллятные дизельные и бензиновые фракции выводятся из существующей колонны на

мини-заводе. В отдельных случаях, после предварительного расчета существующей технологии, может потребоваться дополнительный монтаж ректификационной колонны и технологической печи. В этом случае первичную производительность существующих мини-установок можно увеличить в

1,5–2 раза.

Оптимальная производительность МККМ – от 3,0 до 6,0 м3/час. Минимальная мощность мини- модуля конверсии мазута ограничена производительностью надежной работы кавитационно- акустических насосов – 1,5–2,0 м3/час. Дополнительный выход дистиллятных фракций – до 30% на нефть. В остатке получают остаточное судовое топливо, либо мазут М-100, либо сырье для производства дорожных битумов. В качестве дополнительной опции поставляется модуль по производству неокисленных дорожных битумов.

3. Типовые модули ГПН. Для профессионально построенных установок первичной переработки нефти можно рекомендовать ранее разработанные типовые модули, которые в совокупности представляют интегрированную технологию глубокой переработки нефти по полной схеме термокавитационной конверсии тяжелых углеводородов – процесс «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®». Для

модернизации действующих нефтеперерабатывающих производств, после экспертизы технологии и оборудования, рассчитываются и подбираются необходимые типовые решения технологических модуле.

Инновационность решений

Среди отечественных разработок заслуживает внимание процесс «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®», обеспечивающий максимальную конверсию мазута в бензино-дизельные фракции.

В технологии «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» разработчики вышли на управление конкурирующими процессами термодеструкции и термополиконденсации, что позволяет получать в остатке высококачественные дорожные битумы заданных свойств. Термокавитационное воздействие на тяжелые компоненты остаточных мазутов обеспечивает их максимальную конверсию в бензино-дизельные дистилляты, одновременно влияет на рост асфальтеновой фазы и ее стабильность. В зависимости от исходного содержания асфальтенов в нефти выход битумов может колебаться от 5 до 40%, при этом выход бензино-дизельных фракций, квалифицируемых как ШФЛУ плотностью менее 820 кг/м3, составляет 55–93%. При отсутствии потребности в битумах производится вторичное котельное топливо марки М-100, либо остаточное судовое топливо, их выход может составлять 20–30%. Энергозатраты на конверсионный процесс сравнимы с вакуумной перегонкой мазута, которая, кстати, в этом случае совершенно не нужна.

Висбрекинг мазута протекает мягче и глубже, нежели для гудрона, и процесс надежнее в эксплуатации – исключается закоксовывание оборудования, что в случае с гудроном является основным отрицательным фактором. Технологическая схема переработки тяжелых нефтей на базе процесса «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» универсальна и легко перенастраивается с операторного пульта либо на производство битумов, либо на производство остаточного котельного топлива. Следует отметить, что получаемые бензины характеризуются повышенными октановыми числами – на 6–12 пунктов выше чем для прямогонных, а дизельные топлива получаются с более низкими температурами застывания – на 10–15°С ниже чем для прямогонных. Качество бензина и дизельного топлива по фракционному составу закладывается на ректификационной колонне. Избыточное содержание серы из бензиновых и дизельных фракций (до соответствия требованиям Евро-4,-5) должно быть удалено одним из приемлемых (по капитальным затратам) для малотоннажных производств методов.

Технические характеристики

Технологические блоки и модули для мини-НПЗ- УГПН создаются производительностью 20, 40, 100 и 200 тыс. т. Каждый модуль максимальной монтажно- технологической готовности, включающий аппараты и оборудование, контрольно-измерительные приборы, запорную, предохранительную и регулирующую арматуру, трубопроводную обвязку и электропроводку, размещается на платформе 3х7 м и может транспортироваться автомобильным, речным и железнодорожным транспортом. Срок изготовления модулей – 6 мес.

Комплектные мини-НПЗ проектируются, изготавливаются, монтируются и вводятся в эксплуатацию уже через 10–12 мес. с момента принятия заказа. Срок окупаемости – до 6–12 мес. Доходность: свыше 6000 руб./т нефти.

Производительность: 20–50, 100 и 200 тыс. т/год.

Количество модулей: 3–13 ед.

Площадь для размещения технологического оборудования: 40х60 м2.

Установленная электрическая мощность: 120–250 кВт

Производственный персонал: 2 чел. в смену.

План-график работ по модернизации и инвестированию

Работы по модернизации мини-нефтеперегонного производства начинаются с обследования существующего производства, расчетов основного оборудования. При выработке инженерной концепции аппаратурно-технологического оформления технологии глубокой переработки нефти учитываются все основные и вспомогательные потоки, рассчитывается схема рекуперации тепла. Выбирается наиболее благоприятное сезонное «окно» для монтажа модулей на действующем производстве.

План-график работ и инвестиций по модернизации мини-НПЗ обычно рассчитывается на 1 год. Сроки приняты с учетом заказов материалов, изготовлением, поставками и пусконаладочными работами.

Обеспечение качества продукции в соответствии с техрегламентом

Поскольку содержание серы в товарных продуктах 1-й очереди полностью зависит от содержания серы в исходном сырье, а содержание серы в нефти как правило составляет 1,0–1,6%, то квалифицировать продукты необходимо будет с учетом их сернистости. Бензиновые фракции, скорее всего как нефтехимическое сырье, либо как компонент ШФЛУ. Дизельные фракции могут быть квалифицированы как печные топлива, маловязкие судовые топлива. Дорожные битумы могут вырабатываться широкой ассортиментной гаммы.

Может вырабатываться свыше 10 видов светлых дистиллятных продуктов (светлые печные и судовые топлива, растворители и т.п.) и все марки дорожных и промышленных битумов (строительные, кровельные, изоляционные и др.). При недостатке нефти установка может эксплуатироваться на любом доступном углеводородном сырье (мазуты первичные, гудроны, вакуумные газойли, газоконденсатные остатки, АСПО и т.п.). Основное требование – минимальное содержание в нефтяном сырье серы и механических примесей.

Продукты 2-й очереди

(каталитическое облагораживание )

При разработке инженерной концепции модернизации нефтеперерабатывающего производства должны быть рассмотрены все организационные и технологические решения по объему и видам работ для 2-й очереди завода, реализация которых позволит выпускать ту же самую продукцию, только с категорией качества по квалификации Евро-4,-5. Основными продуктами станут: автомобильный бензин АИ-95 и дизельное топливо Евро-5 летних и зимних видов. Малые НПЗ вполне обоснованно рассматривают возможность глубокой переработки мазутов, с получением светлых дистиллятных топлив и остаточных дорожных битумов.

Продукция

Товарный баланс глубокой переработки мазута или гудрона определяется химическим составом и физико-химическими свойствами сырья, а также установленным технологическим режимом переработки. Товарный баланс существенно зависит также от плана по ассортименту вырабатываемой продукции. Выработка остаточного продукта более глубокой степени превращения, как правило, приводит к увеличению выхода светлого дистиллятного продукта и технологического газа. Балансовые выходы продуктов даны в альтернативных вариантах выработки остаточных продуктов – вторичного котельного топлива мазута топочного М-100 и дорожного битума. Кроме указанных выше продуктов на установках типа УГПМ могут производиться:

1) светлая бензиновая фракция – нафта по СТП с выходом до 15% масс.;

2) взамен светлого печного бытового топлива – судовое маловязкое топливо по ТУ 38.101657-87, моторные топлива ДС и ДМ для среднеоборотных и малооборотных дизелей по ГОСТ 1667-68, углеводородная фракция термодеструктивных процессов (К-4) по ТУ 38.1011303-90;

3) взамен дорожного битума-мазут топочный по ГОСТ 10585-99, битумы вяжущие по ГОСТ Р 52056-2003, битумные эмульсии по ГОСТ Р 52128-2003, битум кровельный по ГОСТ 9548-74, битум строительный по ГОСТ 6617-70, пеки волокнообразующие, связующие, электродные и пр.

Ассортимент товарной продукции должен быть согласован с разработчиком на стадии привязки проекта на основании свойств исходного сырья. Для проблемных видов сырья могут быть проведены пилотные процессинговые эксперименты на получение планируемой продукции. Доукомплектование мини- установок АТ блоком глубокой переработки мазута позволяет перевести мощности в разряд малых НПЗ с квалифицированной переработкой нефти до высококачественных дорожных битумов и дизельных или печных топлив (в зависимости от сернистости сырья). Достигаемая глубина переработки нефти в 85–93% обеспечит высокую прибыль от эксплуатации любого малого НПЗ даже в кризисных условиях.

Реконструкция, либо модернизация мини-НПЗ на существенное углубление переработки нефти позволит собственникам вывести свое предприятие из кризисного состояния в высокорентабельную эксплуатацию. Только так можно восстановить нефтеперерабатывающее производство и обеспечить работой не один десяток человек.

66 | 1/2015 (45) | СФЕРА. НЕФТЬ И ГАЗ