В 2011 году отечественными компаниями была заявлена весьма амбициозная программа, касающаяся серьезной модернизации многих нефтеперерабатывающих предприятий. Согласно данным, обнародованным Министерством энергетики Российской Федерации, она предусматривает как строительство, так и коренную реконструкцию 126 установок по вторичной переработке нефти. Из них примерно половина относится к так называемому бензиновому пулу. К таковым относится:

  • Одиннадцать установок каталитического крекинга;
  • Восемнадцать установок каталитического риформинга;
  • Девять установок алкилирования;
  • Семнадцать установок изомеризации легкой нафты;
  • Восемь установок гидроочистки бензинов;
  • Восемь установок по производству метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ).

Само собой разумеется, что на тот момент, когда подписывались соответствующие четырехсторонние соглашения, большая часть этих проектов находилась лишь в начальной стадии и еще не имела серьезных технических и экономических обоснований. Их, собственно говоря, и не могло быть ввиду того, что фискальная полтика в сфере нефтепереработки менялась самым непредсказуемым образом. Вследствие этого всего через год после того, как эти соглашения были подписаны, компании согласовали перенос на более поздние сроки ввод в эксплуатацию более трех десятков установок из сорока пяти, которые изначально планировалось запустить в 2013 – 2014 годах.

Если проанализировать итоги модернизационных мероприятий, которые проводились компаниями в период с 2011 по 2013 годы, то окажется, что большинство из них было направлено на облагораживание дизельного топлива. Например, в течение этого срока было введено в эксплуатацию или реконструировано 25 спаренных установок гидроочистки нафты, причем 11 из них предназначено для работы именно с дизельным топливом. Это связано, прежде всего, с тем, что большая часть всех нефтей, которые добываются на данный момент в Российской Федерации, имеет достаточно высокое качество. Именно по этой причине цетановое число даже прямогонных дизельных фракций превышает 50, а единственную их проблему составляет повышенное содержание серы. Поэтому получается, что для того, чтобы привести прямогонное дизельное топливо в соответствие с самыми высокими стандартами, требуется всего лишь произвести его гидроочистку. Следует отметить, что используемые для этого установки с точки зрения устройства не очень сложны, да и длительных и дорогостоящих инжиниринговых процедур для их наладки и ввода в эксплуатацию не требуется. В то же самое время в связи с тем, что в последние годы российские НПЗ стремятся нарастить объемы экспорта производимого ими дизельного топлива в Европу, они намерены увеличить выпуск топлива, соответствующего нормам и стандартам Евро-5. Российские автомобильные бензины такого качества пока столь высоким спросом не пользуются, однако что касается внутреннего рынка качественного дизельного топлива, то он стремительно растет. Это является основной причиной того, что российские ВИНК активно разрабатывают установки гидрокрекинга, с помощью которых из «тяжелых» сортов нефти можно изготавливать не только дополнительные количества дизельного топлива, но и сопутствующий им бензин низких сортов (в небольших количествах), причем даже без получения в результате технологического процесса темных фракций. Не так давно (а именно — в 2011 – 2013 годах) несколько установок гидрокрекинга было введено в строй на предприятии «Киришинефтеоргсинтез», принадлежащем компании «Сургутнефтегаз», а также на производствах «ТАНЭКО», но несколько позднее, в 2014 году.

На предприятиях российского нефтеперабатывающего комплекса в течение нескольких последних лет наблюдается еще одна модернизационная тенденция. Состоит она в том, что на некоторых крупных производствах было реконструировано несколько установок каталитического риформинга. В общей сложности было реализовано шесть таких проектов, причем логика их была следующей: для того, чтобы снизить в реформате количество бензола, бензиновая фракция, полученная в результате традиционного каталитического реформинга, подвергается определенной корректировке. Она заключается в том, что из нее удаляется содержащая нафтены-предшественники бензола и сам бензол так называемая «узкая фракция», или стабильный риформат подвергается ректификации с удалением бензиновой фракции.

1224

По всей вероятности, та тенденция, согласно которой российские нефтеперерабатывающие заводы уделяют наибольшее внимание при своей модернизации именно доведению до высоких кондиций дизельного топлива, в ближайшее время сохранится и, вполне возможно, получит свое дальнейшее развитие. Это подтверждается планами нефтеперерабатывающих компаний, которые при разработке планов модернизации своего производства в первую очередь включают в них реализацию проектов по гидрокрекингу. Они предполагают эффективную как с технической, так и экономической точки зрения переработку тяжелых нефтяных фракций в дизельное топливо и низкооктановый бензин. Если верить данным, которые предоставлены Минэнерго Российской Федерации, то в 2020 году мощности гидрокрекинга по сравнению с сегодняшним уровнем возрастут примерно в восемь раз.

Что касается сырьевой составляющей, то относительно ее технологический процесс гидрокрекинга составляет прямую конкуренцию крекингу каталитическому. По отношению к последнему он не генерирует сырье, нужное для производства и алкилирования ТАМЭ/МТБЭ (метил-трет-амилового и метил-трет-бутилового эфира), однако его неоспоримым преимуществом является то, что он практически не дает тяжелых остатков.

Несмотря на разразившийся экономический кризис, падение цен на нефть и то, что государство пока не определилось со своей фискальной политикой, российские НПЗ все же реализовывают проекты, направленные на свою модернизацию и, в частности, ввод в эксплуатацию новых, а также совершенствование существующих установок гидрокрекинга. Этот процесс, однако, имеет и свою негативную сторону, поскольку создает определеннее проблемы для производства автомобильных бензинов.

Принято считать, что ввод в эксплуатацию и модернизация установок гидрокрекинга необходимы тогда, когда нефтеперерабатывающие предприятия нацелены на то, чтобы в условиях углубляющееся переработки вакуумных газойлей максимизировать выход дизельных фракций. Дело в том, что та легкая и тяжелая нафта, которая получается в ходе процедуры гидрокрекинга и составляет, как правило, от 12% до 20% от объема исходного сырья, согласно принятым и действующим на сегодняшний день на территории Российской Федерации технологическим нормам, стандартам и правилам не могут служить теми компонентами, которые входят в состав товарного автомобильного бензина. На сегодняшний день во всем мире превалирует тенденция, согласно которой тяжелая и легкая нафта используется в качестве сырья для производства разнообразных ароматических углеводородов с помощью соответствующих комплексов, а также для переработки в установках каталитического риформинга.

В Российской Федерации, к сожалению, в большинстве случаев процессы гидрокрекинга считаются всего лишь теми способами, с помощью которых можно получить дополнительные количества товарного бензина, пусть даже и не самого высококачественного, но, тем не менее, пользующегося спросом на современном отечественном рынке. Можно даже услышать такие утверждения, что на самом деле гидрокрекинг — это некая альтернатива крекингу классическому, что, конечно же, совсем не верно. На многих отечественных предприятиях именно такое отношение к гидрокрекингу приводит к тому, что на них после модернизационных мероприятий составы бензинов планируются достаточно произвольно. К примеру, такая ситуация налицо на Новокуйбышевском нефтеперерабатывающем заводе: если верить данным официальных анализов производимого этим предприятием бензина, то в нем доля высокоароматзированных компонентов, являющихся продуктами каталитического риформинга, достаточно невысока, однако доля бензина низкооктанового разбавленная (то есть продукта переработки нафты гидрокрекинга), весьма высока. Получается, что продукты переработки углеводородов, которые получаются в результате осуществления процедуры гидрокрекинга, отнюдь не улучшает конечные октановые характеристики товарных брендов, если их рассматривать с точки зрения бензинового пула нефтеперерабатывающих заводов. В то же самое время их кондиции относительно таких параметров, как содержание серы, олефинов, бензола и ароматики находятся на вполне приемлемом уровне.

1226

Мониторинг реального положения дел с модернизацией отечественных нефтеперерабатывающих предприятий совеем не позволяет быть уверенными в том обстоятельстве, что даже до достаточно далекого пока еще 2020 года эти проекты будут на самом деле реализованы. Во всяком случае, по итогам трех последних лет можно сделать вывод, что даже достаточно богатые компании, финансовое положение которых весьма устойчиво, предпочитают откладывать реализацию самых дорогостоящих проектов на более поздние периоды времени. Справедливости ради, нужно отметить, что это касается, прежде всего, тех установок, с помощью которых осуществляется глубокая переработка нефти.

Нужно также особо отметить, что те программы модернизации, которые были заявлены изначально, имеют немало противоречий, причем некоторые делают просто невозможной их практическую реализацию. К таковым, к примеру, относятся проекты сооружения установок по производству ТАМЭ/МТБЭ, которые не предусматривают строительства или реконструкции комплексов каталитического крекинга. К таким же утопическим проектам относятся и те, которые предполагают возведение установок каталитического и гидрокрекинга без того, чтобы увеличивать мощности первичной переработки нефти. Дело в том, что хотя эти процессы и используют одно и то же самое сырье, их смыслы с точки зрения целей совершенно различны. В то же самое время нужно сказать, что эффективное комбинирование каталитического крекинга и гидрокрекинга вполне возможно, однако только при том условии, что их мощности будут действительно сбалансированы, а исходного сырья будет достаточно. К сожалению, в отношении отечественных нефтеперерабатывающих предприятий этого не наблюдается.

Тщательный и всесторонний анализ также показал, что те проекты, которые предусматривают строительство вторичных установок бензинового пула на тех нефтеперерабатывающих заводах, мощность которых относительно невелика (не более трех миллионов тонн в год) практически гарантированно не будут реализованы. Дело в том, что при нынешней политике российских властей в области экспортных пошлин наверняка будет снижаться паритетная стоимость мазута для внутреннего рынка. А именно темные нефтепродукты на сегодняшний день составляют примерно 50% общего объема производства таких предприятий. Для небольших нефтеперерабатывающих предприятий, таким образом, наиболее насущной задачей является углубление переработки темных нефтепродуктов, а поскольку их финансовые возможности весьма ограничены, то средства будут вкладываться, прежде всего, в строительство и эксплуатацию вакуумных блоков.

Кроме того, еще одним важным направлением развития небольших НПЗ вполне может быть строительство и ввод относительно недорогих установок гидроочистки керосиновых и дизельных фракций, поскольку это позволяет выпускать топливо более высокого качества и, соответственно, получать большую прибыль. Таким образом, получается, что для подавляющего большинства отечественных нефтеперерабатывающих заводов инвестиции в строительство установок, относящихся к бензиновому пулу, является задачей только третьей степени важности. Что касается прогнозирования реализации тех программ, по которым будут в ближайшее время модернизироваться крупные НПЗ, то это — задача довольно сложная. Скорее всего, из множества амбициозных планов будет реализована только относительно небольшая их часть.

1227