ПОВЕСТКА ДНЯ:

 1. О модернизации катализаторных фабрик (производств) с целью производства конкурентоспособных отечественных катализаторов.

Докладчики:  

ИК СО РАН, ИППУ СО РАН,
ОАО «КАТАХИМ», НПО «Нефтехим»
Руководители катализаторных фабрик (производств)
Нефтяные компании

2.    О некоторых экономических вопросах в области нефтепереработки (акцизы, пошлины, ценообразование и др.)

Докладчики:
Канделаки Т.Л. – генеральный директор  ООО «ИнфоТЭК-Консалт», д.э.н.
Давыдов Б.Н. – заведующий лабораторией ОАО «ВНИИ НП», д.э.н.

3.    Разное

ПРОТОКОЛ № 110
заседания Правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков

г. Москва, 6 сентября 2012г.

ПРИСУТСТВОВАЛИ:

 Члены Правления: Баженов В.П., Винокуров Б.В., Зуев С.Ф., Канделаки Т.Л., Капустин В.М., Кричко А.А. (по поручению Крылова В.В.), Лаушкин А.В. (по поручению Зубера В.И.), Персиянцев Г.В. (по поручению Злотникова Л.Е.), Романов Г.Д. (по поручению Шекеры Д.В.),  Рябов В.А., Хаджиев С.Н., Хурамшин Т.З., Шевченко С.И. (по поручению Иванова И.В.).

По приглашению: Батюня А.Г. (ГК «Трансбункер»), Беков М.И. (ОАО «КНПЗ-Краснодарэко­нефть»), Гермаш В.М. (АНН), Заворотный С.А. (ООО «Газпром переработка»), Злотников Ю.Л. (ДНП МЭ РФ), Исаев Б.А. (ЗАО «ИПН»), Кашин О.Н. («ООО «Ленгипронефтехим»), Коптев П.П. (ЗАО «ПРИЗ»), Левинбук М.И. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Максимов А.Л. (ИНХС РАН), Максимова А.В. (ОАО «ВНИПИнефть»), Малышев Н.Д. (ЗАО «Атлантпромресурс»), Мищенко Л.А. (ООО «ИнфоТЭК-Консалт»), Нетесанов С.Д. (ЗАО «Компания АДАМАС»), Остапчик В.Г. (ЗАО «Антипинский НПЗ»), Петрушин В.Ю. (ГК «Трансбункер»), Смирнов Л.П. (ООО МК «РИФИН»), Сулейменова М.С. (АО «Павлодарский НХЗ»), Трофимов А.Б. (ОАО «Новошахтинский ЗНП»), Чернышева Е.А. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Чесновицкий К.Г. (АНН), Шахназаров А.Р. (АНН), Юшинский Л.Т. (ОАО «ВНИПИнефть»). 

ПОВЕСТКА ДНЯ: 

1. О проекте дорожных карт в области исследований и разработок технологической платформы «Глубокая переработка углеводородных ресурсов».

Докладчик:    Максимов А.Л. – заместитель директора ИНХС им. Топчиева РАН, д.х.н.

2. О ходе выполнения 4^х-сторонних соглашений и требований Технического регламента Таможенного союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» на предприятиях: ЗАО «Антипинский НПЗ», ООО «Марийский НПЗ», ООО «Енисей».

Докладчики:  Чесновицкий К.Г. – главный специалист АНН

Представители «средних» НПЗ

1.     О проекте дорожных карт в области исследований и разработок технологической платформы «Глубокая переработка углеводородных ресурсов»

Максимов А.Л. – заместитель директора института нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева, заместитель заведующего кафедрой химии и органического катализа химического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова, доктор химических наук

 Определение рыночных целей нефтегазовой отрасли в рамках прогнозов и оценка имеющихся технологий, обеспечивающих их достижение с указанием временных горизонтов, позволило определить приоритеты развития по направлениям, требующих усилий в сфере исследований и разработок и кооперации усилий отдельных участников платформы. Отражением указанных приоритетов является система дорожных карт, состоящая из трех составных частей, отражающих последовательную реализацию мероприятий по созданию новых и совершенствованию уже реализованных технологий глубокой переработки нефти, природного и попутного газа, получение полупродуктов нефтехимии и сырья для производства конечной продукции, прежде всего полупродуктов нефтехимии и полимерных материалов. Указанные части предлагается рассматривать как три взаимосвязанные дорожные карты, отражающие основные направления технологического развития, заложенные в проекте реализации платформы:

А) пилотная дорожная карта «Нефтепереработка» включает в себя такие направления как «Процессы и катализаторы переработки тяжелых нефтей и нефтяных фракций» и «Процессы и катализаторы для производства эффективных и экологически чистых моторных топлив и сырья для нефтехимии»;

Б) пилотная дорожная карта «Газопереработка и газохимия» включает в себя такие направления как «Процессы переработки природного и попутного газа» и «Процессы и катализаторы получения водорода и синтез-газа»;

В) пилотная дорожная карта «Нефтехимия» включает в себя направления «Процессы и катализаторы производства мономеров для нефтехимии, производства продуктов нефтехимического основного и тонкого органического синтеза», «Процессы и катализаторы производства полимерных материалов, в том числе для экстремальных условий и производства композиционных материалов».

«Пилотная дорожная карта «Нефтепереработка» содержит ориентиры рынка продукции из углеводородного сырья на перспективу до 2030 года. Они выражены в объединенных по группам перспективных продуктах – топливах, соответствующих жестким экологическим стандартам и эксплуатационным требованиям в специфических условиях, выпуск которых будет определять конкурентоспособность компаний в ближайшие 20 лет. При этом учитывается, что для получения указанных продуктов для достижений целей платформы необходимо вовлечение не только традиционных прямогонных фракций, но газойлей каталитического крекинга, мазута, и, особенно, тяжелых остатков нефтепереработки (гудроны), и тяжелых нефтей и битумов, что должно способствовать увеличению эффективности использования указанного сырья и росту глубины его переработки. Предполагается на дальнейшем этапе работы указать типы ресурсов, которые используются для получения перспективных групп продуктов. Указанные продуктовые группы выделены по техническому назначению продуктов и включают в себя:

А) Группа топлив. В нее входят бензины, соответствующие по качеству требованиям Технического регламента 5 группы и выше (последние характеризуются наиболее низким содержанием бензола, серы, ароматических соединений), керосины, характеризующиеся большей энергией сгорания и низким уровнем выброса для реактивных двигателей, в том числе сверхзвуковых; дизельное топливо с улучшенными экологическими свойствами (соответствует классу 5 Технического регламента, характеризуется сверхнизким содержанием серы, высоким цетановым числом, низким содержанием полиароматических соединений, улучшенной смазывающей способностью, комплексом низкотемпературных свойств, позволяющих применять его в холодном климате); котельное топливо и судовые топлива (характеризуется пониженным содержанием серы – не более 0,5%, низкой вязкостью, низким содержанием солей). Производство продуктов этой группы обеспечит конкурентоспособность российских компаний на внешних рынках, и позволят со сменой машинного парка обеспечивать внутренний спрос;

Б) Масла. Сюда на основании опросов экспертов отнесены, прежде всего, основы высокоиндексных базовых масел с низкой температурой застывания (прежде всего базовые масла третьей группы), а также масла на основе Н-парафинов. Данная группа продуктов включает в себя также смазки и специальные жидкости, масла специального назначения, характеризующимися повышенными требованиями к потребительским и экологическим характеристикам.

В) Сырье для нефтехимии. Данная группа продуктов включает в себя, прежде всего олефины, получаемые в процессе крекинга (пропилен), изобутилен, предназначенный далее для производства оксигенатных добавок к топливам; ароматические соединения, прежде всего бензол-толуол, ксилолы.

Г) Остаточные нефтепродукты, к которым относятся кокс, углеродные материалы, битум.

Для карты «Переработка газов и газохимия» в качестве основных продуктов предполагается выделить:

А) традиционные продукты переработки газа, технологии для которых существуют в настоящее время и требуют проведения работ по их усовершенствованию. К ним относятся метанол, формальдегид, мочевина, цианистый водород, метиламины, галогенметаны, уксусная кислота;

Б) продукты, получение которых отработано, но для которых возможна разработка новых технологий. Прежде всего, речь идет о новых технологиях получения синтез-газа, водорода, ацетилена, диметилового эфира, а также продукты, выделяемые из природного газа: сырье для пиролиза (этан, пропан, бутановые фракции), гелий;

В) продукты, которые получают традиционно из нефтяного сырья или переработкой СУГов, полученных из природного и попутного газа. К ним относятся топлива (бензин, керосин, дизельное топливо), Н-парафины, олефины (прежде всего, пропилен и этилен), этиленгликоль и др.

Для карты «Нефтехимия» выделяется два уровня продуктов:

А) полупродукты нефтехимии. К ним, в частности, относятся этилен, пропилен, бутилены, высшие олефины; капролактам, дикарбоновые кислоты, акрилонитрил и акриловая кислота, адипонитрил, этиленоксид и пропиленоксид, изоцианаты, диены (бутадиен, изопрен, циклопентадиен), бутаналь и 2-этилгекесаналь, высшие спирты, винилхлорид. Среди ароматических полупродуктов особо следует выделить стирол, фенол, ксилолы, фталевые кислоты, анилины и получаемые из них изоцианаты;

Б) конечные продукты нефтехимических производств – полимеры. К полимерным продуктам относят полиолефины, и, прежде всего, полиолефины специальных премиальных марок, полиаминые полимеры, полиэфиры, найлоны различных марок, полистирол, полиуретаны, полиакрилонитрил, поливинилхлорид.

Учитывая значительное количество продуктов в данной сфере в рамках корректировки плана, предполагается дальнейшее использование экспертных для корректировки перспективных видов продуктов. Следует также учитывать, что данный список нельзя считать «закрытым» и он должен будет пополняться и пересматриваться по мере продвижения по дорожной карте.

Для каждого из продуктов в дорожной карте приводится перечень технологий и связанных с ними процессов их получения. Перечень технологий предполагает далее выделение тех из них, разработка которых является главной целью на краткосрочном, среднесрочном и долгосрочном этапах. Помимо приоритета технологий производится увязку отдельных технологий между собой для необходимой синхронизации (в частности, речь идет об увязке работ по технологиям крекинга и алкилирования; технологиям гидроочистки сырья для крекинга и собственно крекинга и др.)

Можно указать следующие основные процессы, разработка которых вместе с совершенствованием катализаторов, будет основной для нефтепереработки: процесс гидроконверсии тяжелых остатков и тяжелых нефтей; процессы получения высококачественных дизельных зимних топлив за счет гидродеароматизации и гидродепарафинизации; процессы каталитического крекинга с целью вовлечения утяжеленного сырья и получения сырья для нефтехимии, процесс твердокислотного алкилирования, процессы гидропереработки для получения ряда базовых масел.

Для газохимии основные технологические процессы связаны с разделением отдельных компонентов газа с применением наиболее современных методов, в частности мембранного разделения, переработки газа в олефины и бензины.

Для нефтехимии конкуренция между альтернативными технологиями может быть существенной в течение долгого периода времени вследствие возможной разницы в доступности ресурсов и положения отдельных компаний. Это делает данную карту и программу исследований наиболее масштабной.

В результате проведенного экспертного анализа выделяется несколько типов технологий и соответствующих им направлений НИОКР, для которых предполагается различная последовательность действий, определяемая перспективностью и степенью проработки. Выделяются нескольких типов технологий, которые перечислены в таблице и обозначены на дорожной карте соответствующим цветом. Для каждого типа технологий выделяется стандартный набор работ, который должен обеспечить возможность производства указанных продуктов.

Технологии и соответствующие направления исследования, которые существуют и реализованы в настоящее время в мире, разделены в рамках дорожной карты на 3 группы, причем если технологии первой группы не требуют разработки, то направления второй группы требуют проведения исследований и разработок, направленных на их совершенствованию (новые катализаторы, реакторные решения, изменения, связанные с переходом на новое сырье и др.). Технологии третьей группы требуют постановки в данный период НИР-ОКР по разработке отечественных технологических альтернатив в интересах безопасности страны и развития бизнеса компаний-участников и те новые процессы, для которых принципиально новые подходы и технологические решения, по сути, означают создание во многом отличных от традиционно используемых процессов с высокими конкурентными преимуществами.

С целью успешного достижения необходимого технологического уровня, по каждому из направлений в каждой из карт в соответствии с группой технологий предусмотрен комплекс научно-исследовательских, опытно-конструкторских и организационных мероприятий. Примерно определены временные периоды их реализации в связи с соответствующими технологиями. При формировании указанного комплекса указаны временные диапазоны соответствующих стадий НИОКР, поскольку конкретные сроки должны учитывать актуальные данные о состоянии научной проработки каждого из направлений, технологической базы отечественных предприятий комплекса нефтегазодобычи и переработки, нефтехимии и газохимии, а также опыт разработок и ориентировочные показатели зарубежных компаний.

Соответственно, отдельные тематики по временным критериям своей разработки разделены на три периода: краткосрочный (2012-2014гг.), среднесрочный (2015-2023гг.) и долгосрочный (2023-2030гг.). Для ряда тематик направление исследований и разработок предполагает при переходе к тому или иному этапу от собственно разработки технологии к ее совершенствованию, или от этапа совершенствования – к отказу от проведения исследований. Это отражается переходом от зеленого цвета к желтому, для других технологий – от желтого к красному.

Для краткосрочного периода характерны задачи, связанные с созданием предпосылок успешной разработки технологий по соответствующим направлениям. Здесь выделяются работы по технологиям и катализаторам, которые благодаря имеющимся заделам могут достаточно быстро перейти в стадию ОКР или которые являются инновационными по своей сути и для которых необходимо проведении НИР в 2012-2014 годах. Также к данной временной группе относятся научно-исследовательские работы по направлениям, где имеется научный задел или промедление в работе над которыми может повлечь увеличение отставания от зарубежных конкурентов.

К числу среднесрочных задач по технологиям третей группы относятся основные мероприятия по научной разработке, пилотной апробации, опытно-конструкторским работам и апробации полученных результатов. Соответствующие работы по технологиям, по которым завершатся НИР, будут далее развиваться в рамках ОКР. По результатам создания и испытаний пилотных установок различного масштаба предусмотрено строительство опытно-промышленных установок. Испытание технологий и режимов на них является переходным этапом к внедрению усовершенствованной или разработанной технологии в промышленное производство.

Долгосрочный временной отрезок характеризует целевые ориентиры реализации технологической платформы. Здесь уже указаны конкретные технологии и процессы, доработка или разработка которых призвана обеспечить конкурентоспособность отечественной промышленности в сфере газонефтедобычи и переработки. Конечным результатом разработки указанных технологий являются получаемые с их использованием перспективные продукты, отвечающие современным требованиям стандартов и тенденциям развития отрасли.

Данные работы включают в себя:

-  по нефтепереработке в краткосрочной и среднесрочной перспективе основное внимание следует уделить НИР ОКР разработке новых инновационные технологии: (гидроконверсия остатков, коксование с получением специальных видов кокса, твердокислотное алкилирование, гидроизомеризация масляных дистиллятов, каталитическая гидродеароматизация, в том числе газойлей каталитического крекинга, процесс каталитического крекинг в олефины). Также представляется целесообразным проведение ОКР и НИР по катализаторам для процессов гидроочистки и гидрооблагораживания бензинов и депарафинизация средних дистиллятов и масляных фракций, каталитической гидроизодепарафинизации, низкотемпературной изомеризации легких углеводородов С4-С8.

На среднесрочном этапе существенное внимание предлагается уделить завершению НИР и разработке в рамках ОКР указанных технологий, а также обеспечить проведение работ по технологиям демеркаптанизации бензинов, их гидроочистки, как и гидроочистке сырья для их получения – вакуумных газойлей, производства специальных битумов и вяжущих. В результате предполагается развернуть НИР по катализаторам и работы по созданию базовых технологий по ряду направлений, таким как гидроочистка и гидрооблагораживание бензина каталитического крекинга, гидроочистка и гидрооблагораживание дизельного топлива с получением топлива с ультранизким содержанием серы, гидроочистка и гидрооблагораживание вакуумного газойля, гидроочистка и гидрооблагораживание средних дистиллятов, и масляных фракций, демеркаптанизация, легкий гидрокрекинг, деароматизация газойлей каталитического крекинга, каталитическая гидроизодепарафинизация, каталитический крекинг с ультракоротким временем контакта, производство специальных битумов и вяжущих

Сходным образом, в рамках дорожной карты «Нефтехимия» в качестве первоочередных выдвинуты исследования, на создание процессов и катализаторов алкилирования бензола на твердых катализаторах, производства гексена-1, октена-1, синтеза мономеров для производства синтетического каучука, технологии получения полиолефинов специальных марок.. На среднесрочном периоде важными для реализации признаны исследования, направленные на создания новых энероэффективных технологий получения сырья, таких как окислительные технологии дегидрирования, термохимического пиролиза на олефины тяжелых остатков, селективного гидроформилирование пропилена при низких давлениях, синтез бимодальных полиэтиленов, получения катализаторов полимеризации олефинов и диенов, технологии синтеза линейных высших спиртов, технологии получения мономеров и соответствующих полимеров (полиамиды, полиэфиры, полиуретаны), синтеза линейного полиэтилена низкого давления, синтеза регулярных полипропиленов и полипропиленов специальных марок, синтез 2-линейных алкилбензолов, технологии эпоксидирование пропилена пероксидом водорода на гетерогенных катализаторах, технологии получения пластификаторов без использования ароматических соединений, получение полимеров в сверхкритических средах. Существенно, что на среднесрочном периоде должно увеличиться значение разработок процессов и катализаторов для получения соединений, являющихся сырьем в производстве ПАВ.

Для газохимии первоочередными предлагается признать исследования направленные на развитие технологий конверсии метана в олефины, минуя синтез-газ (получение этилена из метана окислительной димеризацией, прямое окисление метана в оксигенаты с их превращением в углеводороды), создание новых реакторных и технологических решений, связанных с конверсией синтез-газа через оксигенаты в бензины и олефины, проведением процесса Фишера-Тропша, получение метанола из синтез-газа в кипящем слое, мембранные технологии разделения и выделения водорода, получение синтез-газа с раздельным окислением – восстановлением. Особо следует указать на актуальность использование ряда решений, которые могут лечь в основу энергоэффективной переработки попутного газа отдаленных месторождений и природного газа малодебитных месторождений с использованием малотоннажных установок. Следствием станет создание основы для монетизации и эффективного использования указанных ресурсов.

Долгосрочный временной отрезок характеризует целевые ориентиры реализации технологической платформы. Здесь указаны конкретные технологии и процессы, разработка которых призвана обеспечить конкурентоспособность отечественной промышленности в сфере газонефтедобычи и переработки. Процессы, которые разрабатывались на краткосрочном и среднесрочном временном отрезке в этот период времени уже внедряются или будут внедрены в промышленность. Ряд процессов, таких как гидрокрекинг газойлевых фракций и риформинг может стать первоочередным на этом этапе, также существенно возрастет значение ряда процессов газохимии.

            Правление отмечает. Представленный проект пилотных дорожных карт в области исследований и разработок технологической платформы «Глубокая переработка углеводородных ресурсов» является дополняющим материалом в рамках развития действующей программы.

Тематика научно-исследовательских работ, сгруппированная под программы модернизации и развитие действующих нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических предприятий должна отражать интересы заказчиков новых технологий. Предложенная программа глубокой переработки углеводородного сырья должна использовать господдержку на первоначальном этапе и быть привязанной к структуре, работающей на основе государственно-частного партнёрства.

2.     О ходе выполнения 4^х-сторонних соглашений по модернизации НПЗ и требований Технического регламента Таможенного Союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» на средних предприятиях

Состояние модернизации (реконструкции) действующих и строительства новых мощностей средних, независимых НПЗ на 01.09.2015г. с учётом роста экспортных пошлин на мазут с 01.01.2015г. до уровня нефти и прекращения использования печного топлива в качестве дизтоплива.

Чесновицкий К.Г. – главный специалист-эксперт АНН

Нефтяную зависимость и недиверсифицированную экономику В.В. Путин назвал «ахиллесовой пятой России». «Мы должны понизить опасно высокую планку нефтегазового дефицита», – обозначил приоритеты Путин на экономическом форуме ПМЭФ в Санкт-Петербурге 21 июня 2012г. Объем бюджетных расходов и обязательств Правительства не будет в ближайшем будущем привязан к цене на нефть, а сверхдоходы от нефти и газа пойдут на пополнение резервов. Президент заверил инвесторов, что в России разработана целая программа масштабных преобразований: с одной стороны, надо закрепить естественные преимущества, с другой – идти путем модернизации. Ранее принятые программы преобразований перерабатывающей отрасли углеводородных ресурсов в соответствии с протоколом совещания у Председателя Правительства Российской Федерации В.В. Путина от 11 июля 2008г. № ВП-П9-10пр (пункт 10) Минэнерго России поручено совместно с другими федеральными органами исполнительной власти, подготовить и представить в Правительство РФ предложения по мерам, направленным на стимулирование строительства на территории Российской Федерации новых нефте- и газодобывающих и нефтехимических комплексов, в первую очередь, независимых от вертикально-интегрированных компаний, проработав при этом формы возможного участия государства, в том числе в рамках государственно-частного партнёрства. Приняты решения по высоким технологиям и инновациям «Глубокая переработка углеводородных ресурсов», проекта «дорожные карты» в рамках ЭС-2030.

Создание резервов отечественной экономики, используя ресурс сверхдоходов от нефти и газа, приобретает глубокий смысл использования научного, технического и ресурсного потенциала в условиях поддержки государства. В первую очередь, необходимо повысить роль государственного влияния на развитие отечественной нефтехимпереработки, ограничив заимствования или приобретения по импорту, как научных разработок (лицензии), так и оборудования, материалов, катализаторов. Такой опыт широко используется ведущими американскими нефтяными компаниями, а в Европе это является государственным приоритетом. Отечественный научный и технический потенциал обладает большими возможностями обеспечения переработки углеводородных природных ресурсов на современном и перспективном уровне. А создание экономических условий с участием государства комплексного подхода по переделу углеводородных ресурсов до конечных наукоёмких, дорогостоящих, конкурентных продуктов изменит представление, что выгоднее торговать нефтью и газом. Следует ещё раз напомнить доказательства профессора В.Р. Хачатурова, что доход, полученный от единицы энергоресурсов нефти при использовании её на предприятиях нашей страны и исчислённый в объёме внутреннего валового продукта, более чем в 10 раз превышает доход от продаж этой единицы энергоресурсов другим странам по международным ценам (мультипликативный эффект). Тем самым будут заложены огромные резервы в будущую экономику страны и обеспечена независимость от влияния внешних финансовых факторов и конкуренции в условиях ВТО.

Государственным институтом ИНХС им. А.В. Топчиева РАН разработана и испытана уникальная технология переработки тяжёлых нефтей и тяжёлых остатков нефтепереработки. Разработанный процесс глубокой переработки нефти значительно эффективнее по сравнению с последними технологиями мирового уровня и является прорывным для отечественной нефтепереработки. Достаточно заметить, что переработка 10 млн. тонн мазута, поставляемого на экспорт, даёт 3 млрд. дол. США дополнительного дохода. Сконструированные новые нефтеперерабатывающие заводы на базе разработанной технологии являются доходными даже при мировом уровне цен на нефть, тем самым, подтверждая закладку резервов в будущую экономику страны.

Базовым институтом по технологиям производства, испытаниям, допуска к применению основных видов топлив и масел, в том числе оборонного назначения, должен стать отраслевой государственный институт ОАО «ВНИИ НП» (вернуть статус прямого назначения). Недопустимо всю исследовательскую и испытательную часть по топливам и маслам передавать иностранным компаниям в условиях жёсткой конкуренции на рынках сбыта продукции.

Для финансового обеспечения развития Национального нефтяного института и ОАО «ВНИИ НП», отвечающих интересам развития нефтяных компаний и отрасли в целом, вернуться к испытанной форме создания целевого бюджета за счёт введения инновационного налога в размере 0,25% от себестоимости продукции. Предложенные меры являются начальным этапом переориентации использования природных углеводородных ресурсов в интересах комплексного подхода к созданию резервов отечественной экономики и ухода зависимости от сырьевого сектора.

В развитии инновационной деятельности российских регионов большое значение имеет совершенствование механизма взаимодействия между участниками инновационного процесса, когда работа должна строиться на основе формирования баланса интересов, повышения мотивации и предпринимательской активности предприятий российской экономики. Вместе с тем, неразвитость инновационных процессов в российских регионах обусловлена низким уровнем инновационной культуры в промышленном секторе и отсутствием необходимых инновационных структур. Размещение в регионах современных независимых нефтехимических предприятий, использующих эффективные, наукоёмкие технологии, в значительной степени даст толчок их экономическому развитию. В первую очередь это относится к Южному региону и регионам, удалённым от нефтеперерабатывающих центров, доставка нефтегрузов в которые сопряжены с дополнительными затратами и в которых сложилась криминальная система реализации некачественных топлив.

С введением с 1 октября 2011г. системы расчёта экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты «60-66-90», которая утверждена постановлением Правительством Российской Федерации от 26.08.2011г. № 716, экономическое положение действующих средних НПЗ не позволяет обеспечить выполнение программы модернизации, определённой 4^х-сторонним соглашением. Положение усугубится с доведением экспортной пошлины на мазуты с 01.01.2015г. до уровня нефти.

Предварительный анализ программ модернизации средних НПЗ показал, что представленные материалы не отвечают требованиям поставленной задачи, носят индивидуальный подход, в большей части, используя технологии, не отвечающие как современному техническому уровню, так и по мощности процессов. Т.е. закладываются решения, проигрывающие по эффективности, стоимости и срокам окупаемости или принятые без предварительных экономических расчётов. Некоторые компании продолжают наращивать переработку нефти, разгоняя её на прямогонные фракции, несмотря на убыточность или сомнительные финансовые результаты. Достичь и сохранить конкурентоспособность российским независимым, средним НПЗ при уровне переработки нефти 3-4 млн. тонн в год возможно только при нетрадиционным подходе к выбору технологий и схемы переработки нефти. Использование каталитических процессов переработки тяжёлых остатков является на сегодняшний день самым прогрессивным направлением развития бизнеса. Независимые, средние НПЗ являются самыми мобильными для создания новых, прогрессивных производств.

Мощности 1÷2 млн. тонн в год допускаются только на пусковой период строительства и освоения, если это подтверждается бизнес-планом.

Первичная и вакуумная разгонка нефти должна ориентироваться только на чёткие узкие фракции. Из действующих средних заводов ни один не соответствует этому требованию. Мало того, некоторые заводы продолжают наращивать только атмосферную разгонку с низким отбором целевых фракций. Расчёты показывают, что современный завод не должен производить мазут. А первым пусковым комплексом для нового НПЗ является переработка тяжёлой части нефти, чтобы исключить мазут из товарной продукции. Экономическая эффективность выбора процесса и его мощность будут конкурентными при кооперации сырьевыми потоками между заводами. В настоящее время в мировой практике используются мощности ГК (FCC) более 3 млн. тонн в год. Заводы предлагают мощности на уровне 0,3 млн. тонн в год. Это относится и к другим процессам. Следует задуматься, может ли конкурировать процесс с выбранной мощностью в 10 раз ниже.

Учитывая стремительный рост конкуренции по всем направлениям переработки углеводородного сырья и сбыта высоколиквидной продукции, только новые формы управление бизнесом могут отвечать интересам и доверию инвесторов для получения всеми акционерами максимальной отдачи от своих инвестиций в долгосрочной перспективе.

На заседании Правления АНН в октябре 2011г. был доложен детальный анализ технологии и схемы развития действующих, строительства новых средних, независимых нефтеперерабатывающих заводов. Главное внимание уделялось современным рыночным условиям НПЗ с мощностью по переработки нефти 1÷5 млн. тонн в год, которые смогут конкурировать с мощными нефтяными компаниями.

Ассоциацией был сделан подробный анализ современных схем сложившихся взаимоотношений между добывающими и перерабатывающими компаниями в России и за рубежом в использовании углеводородных ресурсов. Был направлен ряд обращений в адрес Минтопэнерго и Правительство РФ о создании целой подотрасли, состоящей из средних независимых заводов. К сожалению, АНН не смогла достучаться до владельцев компаний, в итоге проделанная работа не достигла какого-либо результата: не получена поддержка от ОАО «Роснефтегаз» и Правительства РФ, ставящих серьезные задачи развития перед независимыми НПЗ. Из 10 действующих и 12 строящихся НПЗ нельзя выделить, как показательного, ни одного предприятия, отвечающего современному и перспективному уровню. Из 8 заводов, подписавших 4^х-сторонние соглашения, следует выделить 4 наиболее «продвинутых» завода: Антипинский НПЗ, Афипский НПЗ, Марийский НПЗ и Усинский НПЗ. Эти предприятия имеют перспективу обеспечения сырьём и базу для финансирования развития собственной нефтепереработки, увязанную с интересами регионов. По остальным заводам нет чёткого понимания о состоятельности и перспективы развития. Это в первую очередь относится к средним НПЗ Восточной и Западной Сибири. А группа кубанских НПЗ: ЗАО «Краснодарский НПЗ», ООО «Афипский НПЗ», ООО «Ильский НПЗ» вместо того, чтобы объединить финансовые возможности со строительством единого нефтеперерабатывающего комплекса, устроили соревнование, кто построит больший завод, тем самым нарушая ими же подписанные сроки 4^х-сторонних соглашений.

Следует напомнить подписанные требования 4^х-сторонних соглашений «Федеральная антимонопольная служба в пределах своих полномочий обеспечивает контроль соблюдения обязательств, предусмотренных соглашением, и в случае их невыполнения, принимает решение о возбуждении дела о нарушении антимонопольного законодательства в соответствии с Федеральным законом от 26.07.2006г. №135-фз «О защите конкуренции», по результатам рассмотрения которого могут быть приняты санкции, включая изъятие необоснованно полученного дохода в результате нарушения антимонопольного законодательства, в том числе, вследствие необеспечения реализации инвестиционных программ, направленных на модернизацию мощностей согласно приложению».

Некоторые заводы даже не имеют технико-экономического расчёта на модернизацию или новое строительство. Отдельные компании заказали ТЭО западным фирмам, заинтересованным в использовании собственных технологий. Надо твёрдо понимать, что ни одна западная фирма не заинтересована в разработках схемы конкурентного современного НПЗ.

Таким образом, утверждение, что создаётся целая подотрасль средних, независимых НПЗ, мобильных и перспективных по уровню возможностей развития, становится проблематичным. Если сегодня многие заводы выживают за счёт выпуска безакцизного печного топлива, которое используется в качестве дизельного топлива и считают это нормальной практикой, то этот путь является скоротечным.

Положение усугубляется с повышением таможенной пошлины на мазут до уровня нефти с 01.01.2015г. То есть наложились два требования Правительства РФ по условиям технологической платформы «Глубокая переработка углеводородных ресурсов» и требований Технического регламента Таможенного союза к качеству моторных и печных топлив.

Положение с модернизацией и новым строительством средних НПЗ не радует и в области финансирования. Невозможно инвестировать в строительство нового завода при цене заёмных средств 12-14% годовых и при этом срок возврата назначается 1 год или 3 года с накруткой дополнительных обязательств, как правило, не подъёмных. Остаётся единственный путь, заинтересовать иностранного инвестора с одной только целью – низкий процент ставки по кредиту. Хотя при этом проигрывает инициатор проекта и государство.

Ассоциация обратилось с письмом к Заместителю Председателя Правительства Российской Федерации Дворковичу А.В. по вопросу развития отечественной нефтехимпереработки с целью ограничения заимствования или приобретения по импорту, как научных разработок (лицензии), так и оборудования, материалов, катализаторов. Таким образом, только развитие государственно-частного партнёрства позволит создать конкурентную экономику, к чему призывает Президент В.В. Путин. Отечественный научный и технический потенциал обладает всеми возможностями обеспечения переработки углеводородных природных ресурсов на современном и перспективном уровне. А создание экономических условий с участием государства комплексного подхода по переделу углеводородных ресурсов до конечных наукоёмких, дорогостоящих, конкурентных продуктов изменит представление, что выгоднее торговать нефтью и газом. Тем самым будут заложены огромные резервы в будущую экономику страны и обеспечена независимость от влияния внешних финансовых факторов и конкуренции в условиях ВТО.

Остапчик В.Г. – Заместитель генерального директора по технологии ЗАО «Антипинский НПЗ» 

1. ЗАО Антипинский НПЗ выполняет свои обязательства по 4^х-стороннему соглашению. В Минэнерго ежемесячно представляются детальные отчеты о выполнении мероприятий инвестиционной программы.

2. Согласно инвестиционной программе, все мероприятия по III-ей очереди строительства Антипинского НПЗ выполняются в полном объеме и в утвержденные сроки. Цель программы – довести объем переработки нефти до 7,0 млн. тонн/год, довести глубину переработки нефти до 92-94%, полностью перейти на производство автомобильных топлив соответствующих требованиям Технического регламента. На текущий момент отсутствуют риски ее невыполнения. Финансирование предоставляется в полном объеме, расходование средств осуществляется в соответствии с графиками проектирования, поставок оборудования и строительства, что подтверждается результатами аудита, проведенного английской компанией Джейкобс Консалтанси.

3. III-я очередь строительства разбита на три пусковые комплекса. Первый пусковой комплекс – водозабор, водоподготовка, очистные сооружения и резервуарный парк дизельного топлива. Вводится в эксплуатацию во втором квартале 2013 года. Второй пусковой комплекс – установка первичной переработки нефти АТ-3, объекты ОЗХ, азотно-воздушная станция, блок оборотного водоснабжения, котельная, установка гидроочистки дизельного топлива, установка производства водорода, установка по производству элементарной серы. Ввод в эксплуатацию установки АТ-3 4 квартал 2013 года. Ввод остальных объектов второго пускового в эксплуатацию 4 квартал 2014 года. Третий пусковой комплекс – установка глубокой переработки мазута в составе секции вакуумной перегонки мазута и секции замедленного коксования. Ввод в эксплуатацию объектов 4 квартал 2015 года.

4. Первый пусковой комплекс – завершено проектирование, закупка оборудования и ведутся строительно-монтажные работы. Второй пусковой комплекс – заканчивается проектирование и начаты строительно-монтажные работы по установке АТ-3, по которой закончен нулевой цикл, монтируется основное технологическое оборудование. По объектам ОЗХ ведется проектирование. По установке гидроочистки дизельного топлива, производству водорода и производству элементарной серы ведется проектирование, закупается критическое оборудование, начаты подготовительные работы к нулевому циклу.  Третий пусковой комплекс – разрабатываются базовые проекты по установкам глубокой переработки мазута с секциями вакуумной перегонки мазута и замедленного коксования.

5. Основными лицензиарами и разработчиками базовых проектов выбраны следующие компании:

-  По установке АТ-3 выбран ГУП ИНХП Республики Башкортостан для разработки базовых проектных решений.

-  По установкам гидроочистки дизельного топлива и производства водорода выбрана компания Хальдор Топсе (Дания).

-  По установке производства элементарной серы выбран ГУП ИНХП Республики Башкортостан для разработки базовых проектных решений.

-  По установке глубокой переработки мазута с секциями вакуумной перегонки мазута и замедленного коксования выбрана компания Фостер Уиллер (США).

-  По установке производства высокооктановых бензинов с секциями гидроочистки бензина, изомеризации и платформинга выбрана компания ЮОП (США).

6. Генеральным проектировщиком III очереди является ГУП ИНХП Республики Башкортостан.
7. Генеральным подрядчиком по строительству III очереди является компания «Велесстрой» (Хорватия).

Шиенок Г.В. – Главный технолог ООО «Усинский НПЗ» 

Развитие нефтеперерабатывающего завода «Енисей» до 2020 года разделено на 3 этапа.

1 этап развития Комплекса подготовки и переработки нефти ООО «Енисей» намечено выполнить до 2015 года и включает в себя следующие мероприятия:

-  реконструкция существующей установки ЭЛОУ-АТ-1 с увеличением мощности до 1,6 млн. тонн в год (срок выполнения 2013 год);

-  увеличение нефтяного парка на территории УПН, строительство 2-х новых резервуаров хранения нефти объёмом 5000 м³ каждый (срок выполнения 2012 год);

-  расширение, развитие инфраструктуры железнодорожной станции «Усинск»;

-  строительство продуктопроводов (бензин, дизтопливо, нефть) между первой и второй площадками КППН для транспортировки и сырья и продуктов (срок выполнения 2015 год);

-  увеличение мощности выработки собственной электроэнергии на попутном газе до 16 МВт;

-  строительство новой установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-2 мощностью 2 млн. тонн в год (срок выполнения 2015 год);

-  строительство новой установки вакуумной перегонки мазута ВТ-1 с мощностью 1,6 млн. тонн в год. Продуктами данной установки являются компонент дизельного топлива, вакуумный газойль, который в будущем будет использован как сырьё установки «Гидрокрекинг», гудрон будет использован в качестве сырья установки «Сольвентной деасфальтизации» (срок выполнения 2015 год);

-  строительство новой установки «Сольвентной деасфальтизации гудрона» мощностью 0,8 млн. тонн в год (срок выполнения 2015 год);

-  строительство новой установки «Грануляция асфальта» мощностью 160 тыс. тонн в год. Срок выполнения 2015 год;

-  строительство газоперерабатывающего завода с производством сжиженной пропан-бутановой фракции и сухого газа. Срок выполнения 2015 год;

-  строительство общезаводского хозяйства на 1^ой и 2^ой площадках КППН (резервуарные парки, факельное хозяйство, эстакады налива нефтепродуктов).

2 этап развития КППН ООО «Енисей» намечено выполнить до 2018 года, и включает в себя следующие мероприятия:

-  строительство нового комплекса «Гидрокрекинга вакуумного газойля и деасфальтизата мощностью 1,5 млн. тонн в год.

3 этап развития намечено выполнить до 2020 года, и включает в себя строительство установки «Гидроочистки дизельного топлива» мощностью 1,3 млн. тонн в год.

По повестке дня выступили:

 Трофимов А.Б. – главный технолог ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов»; Нетесанов С.Д. – заместитель генерального директора ЗАО «Компания АДАМАС»; Батюня А.Г. «ООО Заместитель Председателя Правления ХК «Трансбункер», «ТРБ–Ванино».

Правление отмечает. Из 12 зарегистрированных проектируемых, строящихся и введённых в эксплуатацию НПЗ и 8 действующих заводов только 4 предприятия имеют финансовое обеспечение по реализации программы развития в рамках требований 4-стороннего соглашения. Основной причиной, тормозящей выполнение программы развития средних независимых НПЗ, является отсутствие инвестиционной поддержки банковой системы России. Залоговая система, сроки выдачи и процентная ставка по кредитам выходят за рамки инвестиционного предложения. Инвестиционный климат российской финансовой системы не является конкурентным по сравнению с другими развивающимися государствами (Китай, Индия, государства Восточной Европы), а продукция, окупающая капзатраты, должна конкурировать на общем рынке. Среди руководства компаний, строящих или модернизирующих НПЗ нет взаимопонимания в согласованности действий в решении проблемных вопросах, возникающих при создании новых мощностей по переработке углеводородных ресурсов. Попытка АНН создать механизм, способствующий продвижению программы размещения средних, независимых НПЗ в интересах компаний и регионов не нашла поддержки.

Выполнение условий 4-сторонних соглашений некоторыми НПЗ будет нарушено, если не взвесить ситуацию с внутренним рынком моторных топлив в 2015 году с вступлением требований регламента по качеству Евро-5. Необходимо учесть, что в обороте автомобильных бензинов фракции прямой гонки, вторичных процессов, термических процессов составляют 18,2%. Некоторые НПЗ не обеспечат качество Евро-5 по показателям содержания непредельных углеводородов и серы без снижения объёмов производства или переориентации ресурсов на экспорт. Россия начинает импортировать автомобильные бензины из стран СНГ.

РЕШЕНИЕ:

1.     Национальному нефтяному институту (Силин М.А.), структуре «Технологическая платформа «Глубокая переработка углеводородных ресурсов» (Капустин В.М.) создать юрлица на основе государственно-частного партнёрства.

2.     Проект дорожных карт в области исследований и разработок технологической платформы «Глубокая переработка углеводородных ресурсов»:

-  увязать (жёлтая зона) с «Энергетической стратегией России на период до 2030 года»;

-  группа работ зелёной зоны носит практический характер действующей структуры технологическая платформа «Глубокая переработка углеводородных ресурсов».

-  дополнить разделом сравнительной экономически эффективности предлагаемых научно-исследовательских разработок.

3.     Просить Минтопэнерго:

3.1. Предложить учредителям компаний: ЗАО «Краснодарский нефтеперерабатывающий завод–Краснодарэконефть», ООО «Афипский НПЗ» и ООО «Кубанская нефтяная компания» ООО «Ильский НПЗ» скорректировать развитие 3^х нефтеперерабатывающих заводов, принадлежащих разным компаниям, в единый технологический комплекс. Это даёт экономию средств, эквивалентную стоимости строительства одного нефтеперерабатывающего завода. При этом планы развития не будут влиять (накладываются) на рынки сбыта товарной продукции, в техническом плане появляются финансовая возможность построить мощный, самый современный НПЗ с нефтехимическим профилем. Преимущества объединения в транспортном, экологическом и социальном плане неоспоримы, появляется возможность привлечь иностранные инвестиции и получить господдержку для внедрения современных технологий переработки тяжёлых остатков нефти и строительства нефтехимических производств;

3.2. Направить в Комитет Государственной Думы по бюджету и налогам законопроект, предлагающий внести в Бюджетный кодекс Российской Федерации как антикризисную поправку введение инновационного налога для предприятий нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической отраслей народного хозяйства на 2013 и последующие годы в базовом размере 0,25% от себестоимости производимой продукции. Средства (≈ USD 260 млн. в год) должны целевым назначением использоваться на восстановление и формирование межотраслевой научно-исследовательской базы государственных институтов: Национального Нефтяного института и Технологической платформы «Глубокая переработка углеводородных ресурсов» на основе государственно-частного партнёрства; ОАО «ВНИИ НП» и другие научно исследовательские институты. Целевой Инновационный Фонд будет способствовать восстановлению национального кадрового потенциала учёных и специалистов, создаст условия для внедрения научно- исследовательских разработок по использованию и переработке углеводородного сырья с производством наукоёмкой, высоколиквидной продукции, отвечающих государственным интересам по наращиванию резервов экономики.

3.3. Продлить сроки требований 4^х-сторонних соглашений в части выполнения инвестиционных программ и перехода на выпуск продукции, отвечающей уровню качества Евро-5, для средних нефтеперерабатывающих заводов, представивших согласованную в Ростехнадзоре стадию Проект модернизации предприятия, а некоторые показатели качества Евро-5 перевести временно в факультативный разряд, исключив поставку на АЗС.

4. Согласиться с Программой развития ЗАО «Антипинский НПЗ» и ООО «Енисей».

Председатель Правления: С.Н. Хаджиев, Академик РАН

Генеральный директор: В.А. Рябов

1. О проекте дорожных карт в области исследований и разработок технологической платформы «Глубокая переработка углеводородных ресурсов».

 Докладчик:  Максимов А.Л. – Заместитель директора ИНХС им. Топчиева РАН

2. О ходе выполнения 4-х сторонних соглашений и требований Технического регламента Таможенного союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» на предприятиях: ЗАО «Антипинский НПЗ», ООО «Марийский НПЗ», ООО «Енисей».

Докладчики: Представители ГК «Нефтегазохимические технологии»,  ГК «Марийский НПЗ», ООО «Енисей»

3. Разное

ПРОТОКОЛ № 109
заседания Правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков

 г. Москва, 30 мая 2012г.

ПРИСУТСТВОВАЛИ:

 Члены Правления: Акопов Е.О. (по поручению Кантышева В.К.), Баженов В.П., Бочкарев И.Г. (по поручению Злотникова Л.Е.), Зуев С.Ф., Канделаки Т.Л., Кричко А.А. (по поручению Крылова В.В.), Лаушкин А.В. (по поручению Зубера В.И.), Рауд Э.А. (по поручению Капустина В.М.), Рудяк К.Б. (по поручению Иванова И.В.), Рябов В.А., Рябов К.В. (по поручению Санникова А.Л.), Хавкин В.А. (по поручению Винокурова Б.В.), Хаджиев С.Н., Хурамшин Т.З., Шекера Д.В.

По приглашению: Арутюнов В.С. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Ахияров Р.Ж. (УГНТУ), Ершов М.А. (ОАО «ВНИИ НП»), Заворотный С.А. (ООО «Газпром переработка»), Зозуля Т.В. (АО «Павлодарский НХЗ»), Косульников А.В. (EPC Ltd.), Лебедев Ю.Н. (ООО «КЕДР-89»), Левинбук М.И. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Логинова А.Н. (ООО «ЮРД-Центр»), Максимов А.Л. (ИНХС РАН), Мирошниченко Д.А. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), Митусова Т.Н. (ОАО «ВНИИ НП»), Набиуллин Ф.Т. (ОАО «ОНХК»), Селифанов И.В. (НПЦ «Динамика»), Силин М.А. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Султанов Ф.М. (ГУП «ИНХП РБ»), Ткаченко И.Г. (ОАО «НИПИгазпереработка»), Трофимов А.Б. (ОАО «Новошахтинский ЗНП»), Удод С.И. (ЗАО «Корпорация ОРЕЛНЕФТЬ»), Чернышева Е.А. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина).

ПОВЕСТКА ДНЯ:

 1. О ходе выполнения решения протокола заседания Правления от 04.12.2008г. № 91 об использования альтернативных видов моторных топлив (газ, уголь).

 Докладчики: 

Арутюнов В.С.  – РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Институт химической физики им. Н.Н. Семенова РАН, Профессор, д.х.н.

Максимов А.Л.   –   ИНХС им. А.В.Топчиева РАН Заместитель директора, д.х.н.

Логинова А.Н.  –  ООО «Объединенный Центр исследований и разработок» (ОАО «НК «Роснефть») Заведующая лабораторией нефтепереработки, к.х.н.

Ткаченко И.Г.    –  ОАО «НИПИгазпереработка»  Заместитель главного инженера

Мирошниченко Д.А.  – ООО «Газпром ВНИИГАЗ»  Начальник лаборатории синтетических жидких топлив, к.т. н.

2.      О программе работы Национального института нефти и газа и планах внедрения мероприятий в области нефтепереработки и нефтехимии.

Докладчик:   

Силин М.А. – РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Первый проректор по стратегическому развитию Национального Исследовательского Университета, д.х.н.

 3.      О приеме в члены Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков ООО «ГК КрашМаш».

4.      Разное.

**********

1. О ходе выполнения протокола заседания Правления от 04.12.2008 № 91 об использования альтернативных видов моторных топлив, получаемых из газа

1.1.  Селективный оксикрекинг – новая технология использования ПНГ в качестве альтернативного газового топлива для локальной энергетики.

(Арутюнов В.С., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,Институт химической физики им. Н.Н. Семенова РАН, профессор, д.х.н.)

 Одна из наиболее реальных возможностей снижения объема сжигаемого на факелах попутного газа – увеличение доли ПНГ в локальной энергетике добывающих регионов. Разработанная в ООО «ОНКЛЕН» на основе фундаментальных исследований ФГБУН Институт химической физики им. Н.Н. Семенова Российской академии наук технология селективного оксикрекинга тяжелых компонентов ПНГ в более легкие молекулы с более высокими октановыми числами, менее склонные к смоло- и сажеобразованию, позволяет значительно расширить возможность использования ПНГ в качестве альтернативного газового топлива для локальной энергетики. По оценкам, на эти цели можно будет использовать до 20-30% сжигаемого в настоящее время ПНГ.

Технология селективного оксикрекинга тяжелых компонентов ПНГ представляет собой полностью газофазный процесс, не требующий применения катализаторов и протекающий в относительно мягких условиях. Она значительно проще, экономичнее и эффективнее существующих газофракционных методов подготовки ПНГ для его использования в энергетике и обладает следующими преимуществами:

1) Полностью используется начальное теплосодержание ПНГ
2) Не требуются расходные материалы и катализаторы
3) Не образуются требующие утилизации отходы

Процесс селективного оксикрекинга тяжелых компонентов ПНГ, не имеющий мировых аналогов, успешно прошел стадии НИР и пилотных испытаний. В настоящее время ведется проектирование опытно-промышленной установки производительностью по газу 450 м³/ч для работы с газопоршневыми приводами мощностью 1,5 МВт. Помимо ПНГ процесс также применим для переработки нефтезаводских газов и подготовки сырых природных газов для использования в энергетике.

Внедрение этой эффективной и не имеющей мировых аналогов технологии позволит повысить эффективность отечественной энергетики за счет снижения потерь добываемого сырья и использования такого альтернативного топлива, как ПНГ, а также значительно снизить экологический ущерб от сжигания ПНГ. При этом существенно снизятся затраты на производство энергии в добывающих регионах и повысится их энергетическая безопасность.

Для быстрого и широкого внедрения разработанной технологии необходима финансовая и организационная поддержка разработчиков и производителей данного инновационного оборудования со стороны нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих компаний, а также администрации добывающих регионов, ужесточение законодательства в области сжигания ПНГ и государственные льготы энергогенерирующим компаниям, использующим ПНГ.

1.2.  Разработка процессов переработки альтернативного сырья для получения синтетических жидких топлив.

(Максимов А.Л. ИНХС им. А.В. Топчиева РАН, заместитель директора, д.х.н.)

В докладе обсуждались основные достижения института в области создание процессов переработки природного газа в жидкие продукты. В начале доклада было отмечено, что при получении из газового сырья синтетических топлив, и прежде всего для керосиновых и дизельных фракций необходимо использование специальных процессов облагораживания для получения товарных продуктов. Только в случае бензинов, получаемых через оксигенаты (в частности диметиловый эфир или его смесь с метанолом) удается достигнуть требуемых показателей качества. Такой разрабатываемый в ИНХС РАН процесс получении бензинов в настоящее время проходит пилотные испытания на установках ОАО «ЭлИНП» (производительность около 50 кг в сутки). Также в институте завершается разработка нового процесса получения синтез-газа в реакторе с движущимся слоем с использованием катализатора – донора кислорода. Процесс позволяет получать синтез-газ, как из метана, так и из его смесей с диоксидом углерода, попутного газа. Было подчеркнуто, что одним из наиболее перспективных направлений работ по превращению газа в жидкие продукты является получение из попутного газа синтетической нефти. В докладе были рассмотрены наиболее перспективные процессы переработки попутного газа, проходящие испытания на пилотных установках в ИНХС РАН. К ним относится процесс получения аналога легкого газового конденсата через оксигенаты и процесс Фишера-Тропша на наноразмерных катализаторах. Получаемые в результате продукты подходят для смешивания с нефтью, что делает привлекательным реализацию их на мобильных установках. Было подчеркнуто, что исходные данные для проектирования таких установок будут выданы в течение года.

1.3.  Технология ООО «ЮРД-Центр» получения реактивных, дизельных топлив и масел из природного и попутного нефтяного газа – от лабораторных исследований до промышленного внедрения.

(Логинова А.Н., ООО «Объединенный Центр исследований и разработок» – ОАО «НК «Роснефть», Заведующая лабораторией нефтепереработки, к.х.н.)

 Переработка природного и попутного нефтяного газа в топлива и масла – приоритетное направление исследований «ЮРД-Центра». В решении проблемы включены три лаборатории: Газохимии, Нефтепереработки и Аналитической. За последние 4 года интенсивных исследований создана, экспериментально отработана и полностью готова к опытно-промышленной реализации Технология «ЮРД-Центр» получения реактивных, дизельных топлив и масел из природного и попутного нефтяного газа.

Технология состоит из 2-х основных стадий: Синтез Фишера-Тропша и переработка СЖУ и СТУ.

Разработана уникальная технология UniGTL, позволяющая осуществлять квалифицированную переработку ПНГ в высококачественные автомобильные, авиационные топлива и низкозастывающие изопарафиновые масла, отвечающие всем современным и перспективным международным стандартам.

В основе Технологии UniGTL лежат:

-  оригинальный процесс пароуглекислотной конверсии ПНГ, позволяющий снизить затраты на производство синтез-газа на 40-50 %;

-  уникальный способ реализации синтеза Фишера-Тропша, обеспечивающий выработку СЖУ с широким фракционным составом;

-  разработанный комплекс гидрокаталитических процессов, позволяющий вырабатывать широкий ассортимент товарной продукции, удовлетворяющий потребности рынка, как в топливном сегменте, так и в сегменте масел и сырья для химической промышленности.

Конкурентные преимущества технологии UniGTL:

-  утилизация низконапорного попутного газа;

-  монетизация углекислого газа;

-  отсутствие сточных вод, загрязняющих водоемы;

-  возможность модульного исполнения технологии решает проблему освоения небольших месторождений и обеспечения топливом труднодоступных районов;

-  производство широкого спектра продукции: высококачественных топлив для летательных аппаратов и автомобильных двигателей.

Реализация технологии UniGTL в ОАО «НК «Роснефть»:

-  выполнен комплекс исследовательских работ по оценке возможности использования синтетических углеводородов в качестве альтернативы нефтяному сырью;

-  с учетом особенностей состава СЖУ и СТУ: преимущественное содержание н-парафиновых углеводородов, присутствие значительного количества легких олефинов, отсутствие вредных примесей – разработаны и подобраны высокоэффективные каталитические системы, для комплекса гидрокаталитических процессов, позволяющие перерабатывать СЖУ и СТУ в экологически чистые, низкозастывающие топлива и масла с высокими эксплуатационными характеристиками;

-  разработанная технология переработки синтетических углеводородов реализована и отработана на лабораторных и пилотных гидрокаталитических установках;

-  наработаны образцы синтетических аналогов реактивных и дизельных топлив, в количествах, превышающих 10 литров. Образцы исследованы ведущими экспертным организациям, занимающимися испытаниями топлив и масел: ФАУ «25 ГосНИИ химмотологии» МО РФ, ЦИАМ им. П.И.Баранова;

-  получено синтетическое реактивное топливо (аналог РТ) с плотностью 755 кг/м3 остальные показатели по требованиям ГОСТ 10227-86;

-  синтетическое авиационное топливо соответствует требованиям ASTM 7566 на топливо Jet A и Jet A-1;

-  подготовлены ТЭОИ, ТЭО строительства и исходные данные для проектирования опытно-промышленной установки производительностью 300 т/год применительно к площадкам нефтеперерабатывающих предприятий Компаний ОАО «Газпром нефть» и ОАО «НК «Роснефть»;

-  начаты проектные и подготовительные работы к строительству опытно-промышленной установки.

1.4.  Получение нового альтернативного авиационного топлива из попутного нефтяного газа.
(И.Г. Ткаченко, Н.С. Бащенко, ОАО «НИПИГазпереработка», г. Краснодар)

Сжиженные углеводородные газы достаточно давно применяются в качестве топлива как автомобильного, так и бытового.

В 90-е года совместно с ведущими институтами авиастроения – ЦИАМ и ЦАГИ, Интеравиагазом, институтом НИПИгазпереработка была проведена работа по разработке и испытанию авиационного сконденсированного топлива (АСКТ), полученного из продуктов подготовки и переработки природного и попутного нефтяного газов. В ходе этой работы были разработаны и утверждены технические условия ТУ 39-1547-91. Были проведены стендовые и летные испытания вертолёта Ми-8ТГ на газовом топливе. Авиационное сконденсированное топливо (АСКТ) представляет собой смесь углеводородных газов, среди которых доминирует бутан. По своим теплофизическим и эксплуатационным свойствам оно не уступает авиакеросину, а по ряду показателей превосходит его.

С 1988г. по 2010г. в России общий годовой налет вертолетов МИ-8 уменьшился более чем в 3 раза (1,3 млн. часов до 400 тыс. часов). Активизации авиаперевозок в значительной степени может способствовать переход на более дешевое доступное топливо.

Технически и технологически производство АСКТ наиболее просто организовать на существующих ГПЗ, где основным продуктом переработки является ШФЛУ. Производительность унифицированных блоков получения АСКТ для Южно-Балыкского, Губкинского, Нижневартовского и Красноленинского ГПК (ЗАО «Сибур-Холдинг») выбрана 10 и 30 тыс. т/год.

Результаты технико-экономической оценки производства АСКТ на ГПЗ
ЗАО «Сибур-Холдинг» приведены в таблице. При этом стоимость авиакеросина по состоянию на апрель 2012г. составляет 24-26 тыс. руб./т, экспертная стоимость АСКТ составляет 16-17 тыс. руб. Стоимость пропана автомобильного (ПА) составляет около 13-15 тыс. руб./т. При этом стоимость сырья для производства АСКТ – ШФЛУ – составляет около 10 тыс. руб./т.

Технико-экономические показатели производства АСКТ

Производство АСКТ на промысловых объектах подготовки нефтяного газа с учетом простой технологии, небольших капитальных затрат и одновременным решением задачи повышения степени использования ПНГ также представляет значительный интерес. На установках подготовки (переработки) газа – УПГ, где кроме компрессорной станции присутствует блок отбензинивания газа с получением ШФЛУ, АСКТ может быть получено как из компрессата, выделенного при компримировании ПНГ, так и из ШФЛУ.

Создание малотоннажных производств АСКТ – это только первые шаги. Строительство более крупных установок, особенно на новых объектах, не является сложной технической и технологической задачей. При планируемом активном освоении Сибири потребность в авиационном топливе по оценкам специалистов может составить до 1 млн. т/год.

1.5.  Работы ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по проблемам производства и реализации синтетических жидких топлив

(Мирошниченко Д.А. Начальник лаборатории синтетических жидких топлив ООО «Газпром ВНИИГАЗ», к.т.н.)

 Направления работ ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по проблеме СЖТ.

Эти работы имеют два направления: экономическое, маркетинговое и разработка отечественной технологии производства СЖТ

Экономическое, маркетинговое.

Технико-экономические исследования, экспертиза и научное сопровождение проектов производства СЖТ:

-  предварительные технико-экономические исследования эффективности создания производств СЖТ на площадках ОАО «Газпром»;

-  маркетинговые исследования рынков синтетических жидких топлив;

-  экспертиза предложений по внедрению новых технологий производства СЖТ.

Разработка отечественной технологии производства СЖТ:

-  создание стендовой установки получения СЖТ;

-  проведение экспериментальных исследований процессов получения СЖТ;

- разработка технологических регламентов на проектирование опытно-промышленной установки получения СЖТ.

Современное состояние разработки отечественной технологиив ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

1)      Производство синтез-газа

Технология отработана на промышленном уровне, разработан технологический регламент на проектирование блока производства синтез-газа для опытно-промышленной установки СЖТ.

2)      Синтез Фишера-Тропша

На площадке ООО «Газпром ВНИИГАЗ» введена в эксплуатацию стендовая установка для отработки технологии, проведены серии опытных пробегов установки, получены образцы продукции. Для дальнейшей отработки требуется усовершенствование установки и продолжение экспериментальных исследований

3)      Гидрооблагораживание

Представляет собой комбинацию известных в нефтепереработке процессов гидрокрекинга и гидроизомеризации.

Требуется подбор оптимальных катализаторов и параметров процесса для переработки, получаемой на стадии синтеза Фишера-Тропша смеси углеводородов.

Особенности внедрения технологий СЖТ:

-  по сообщения иностранных компаний (Shell, Sasol), реализованные ими в промышленности технологии имеют достаточную эффективность для производительностей более 3 млрд. нм³/год;

-  разрабатываемая отечественная технология позволяет реализовывать производства СЖТ производительностью от 0,5 млрд. нм³/год сырьевого природного газа с использованием реакторов транспортабельных габаритов

-  с учетом временных затрат на предпроектные работы, разработку проекта, строительство и пуско-наладку ввод промышленных объектов СЖТ в России по зарубежной или отечественной технологии возможен не ранее 2016 г.

Конкурентоспособность синтетической нефти и синтетических жидких топлив:

-  синтетическая нефть может успешно конкурировать с лучшими мировыми сортами нефти («Brent», «WTI» и др.), значительно превосходя их по ряду качественных характеристик;

-  синтетические топлива по экологическим показателям превосходят требования
по качеству к топливам класса 5, ввиду отсутствия в них сернистых и азотистых соединений.

Возможные площадки для размещения заводов СЖТ в России: в качестве перспективных для размещения заводов СЖТ могут рассматриваться центры газодобычи в Восточной Сибири и на п-ове Ямал, экспортно-ориентированные площадки Северо-запада России, а также районы действующих перерабатывающих предприятий.

Результаты маркетинговых исследований внешнего и внутреннего рынков СЖТ:

1. Синтетическая нефть:

-  Реализация продукта на внутреннем рынке ограничена только ценовой конкурентоспособностью в сравнении с традиционной нефтью;

-  Реализация на внешнем рынке возможна в объеме до нескольких десятков миллионов тонн в год для стран АТР;

-  Необходимо законодательное и технологическое решение вопросов по поставке синтетической нефти в нефтепроводы.

1. Синтетический бензин:

-  большинство западных компаний предлагают использовать данный продукт, как сырье установок пиролиза.

-  наиболее проблемный продукт с точки зрения реализации – перспективные российские установки пиролиза проектируются для работы на газообразном сырье (ШФЛУ), кроме того с введением новых норм в России будет наблюдаться рост объема относительно дешевых бензинов из традиционного сырья, не соответствующих нормам.

-  реализация на внешнем рынке возможна на рынке нафты стран ЕС в объеме до миллиона тонн в год.

Результаты технико-экономической оценки проектов СЖТ

1)      Исходные данные

-  капитальные затраты и процессинг – зарубежные аналоги;

-  расходный коэффициенты – зарубежные аналоги;

-  цена сырья для заводов, использующих природный газ – 100 долл. США/1000 м3;

-  цена сырья для заводов, использующих ПНГ – 0 долл. США/1000 м3;

-  цены продукции: моторные топлива – рыночная цена 4 кв. 2011 г. в странах ЕС, нефть – рыночная цена нефти «ВСТО» в порту Козьмино.

2)      Результаты

-  все рассмотренные проекты имеют внутреннюю норму рентабельности ниже 15%;

-  заводы производства синтетической нефти имеют внутреннюю норму рентабельности ниже 10%, даже при нулевой стоимости сырья;

-  наилучшими по экономическим показателям являются крупнотоннажные проекты производства синтетических топлив на площадках в центральном регионе и экспортоориентированных площадках Северо-запада России;

-  для достижения приемлемого уровня ВНД>15% необходимо снижение капитальных затрат в среднем на 20-25%.

Результаты разработки технико-экономических предложений по созданию производства СЖТ на базе сырья Астраханского ГКМ:

-  разработаны принципиальные решения по комплексной переработке сырья Астраханского ГКМ с получением СЖТ и сопутствующей продукции, позволяющие сократить выбросы CO2 более чем на 50% в сравнении с традиционной схемой переработки;

-  показано, что показатели экономической эффективности варианта с производством СЖТ находятся на приемлемом уровне (ВНД=16,3 %);

-  схема переработки газа Астраханского ГКМ с производством СЖТ может являться альтернативой традиционной схеме переработки газа.

Переработка тяжелой нефти

(ГУП «ИНХП РБ»)

В мире. Геологические запасы нефти в мире в последние годы оцениваются в объемах 350 – 360 млрд. тонн, из них извлекаемыми признаются 90-100 млрд. тонн. Запасы высоковязких нефтей (ВВН) и природных битумов (ПБ) по некоторым оценкам превышают запасы обычной нефти. По данным Французского института нефти мировые запасы ВВН и ПБ превышают 400 млрд. тонн, причем около 70% из них открыты в Канаде и Венесуэле. Добыча этих видов сырья в 2000г. достигла 37,5 млн. тонн, в 2005г. составила 42,5 млн. тонн, а к 2015г. по прогнозам Канадской ассоциации производителей нефти добыча нетрадиционных нефтей в мире достигнет 200 млн. тонн. Лидером добычи ПБ является канадская компания «Syncrude», которая к 2005г. инвестировала порядка 3,5 млрд. долларов США.

Сверхтяжелые углеводороды ПБ имеют высокую плотность 970-1020 кг/м³ и вязкость 10000 – 50000 МПа·с. Поэтому для дальнейшей транспортировки ПБ по трубопроводам требуется добавка растворителей, позволяющих снизить их плотность и вязкость для нормальной прокачки или переработка на местах добычи.

Технологии добычи. При добыче ПБ в Канаде большие возможности дает применение технологии «SAGD». При этой технологии проводятся две вертикально параллельные, сближенные скважины с горизонтальным вскрытием пласта вдоль его подошвы. Перегретый водяной пар закачивается в верхнюю скважину и создает вокруг нее «паровую камеру», в объеме которой снижается вязкость нагретого ПБ, он стекает к подошве пласта и откачивается из нижней, добычной скважины.

Главное преимущество такой технологии по сравнению с циклической добычей (по технологии «CSS») заключается в достижении более высоких значений коэффициентов извлечения (до 60%) вместо 25% для технологии «CSS». В настоящее время себестоимость отгружаемой товарной продукции, полученной по технологии «SAGD» в провинции Атабаска (Канада), составляет на разных промыслах от 11 до 17 долл./бар.

В России. Среди нефтей, добываемых в России, значительную часть занимают, так называемые, тяжелые нефти, отличающиеся высокой плотностью, повышенным содержанием тяжелых металлов и асфальтосмолистых соединений. Наиболее крупные месторождения таких нефтей выявлены в Волго-Уральской провинции (Республики Татарстан, Башкортостан, Коми, Удмуртия, Пермский край, Ульяновская, Самарская, Оренбургская области). Кроме того, в России имеются огромные ресурсы природных битумов, добыча которых начата в Республике Татарстан.

По сообщениям отечественных источников запасы ПБ в России оцениваются в размере 184 млрд. тонн, значительная часть которых сосредоточена в Республике Татарстан. По состоянию на 2006г. в РТ выявлено 150 месторождений ПБ и битумоскоплений.

Добыча ПБ в РТ ранее велась с использованием скважин вертикального бурения, в последние годы успешно освоена технология добычи, осуществляемая путем бурения горизонтальных скважин. Такая технология позволит вводить в эксплуатацию залежи ПБ с продуктивными пластами небольшой толщины (менее 3 м).

Добыча ПБ в последние годы в РТ составляла от 3 до 5 тыс. тонн в год (2002 -2005гг.). В настоящее время подготовлена и реализуется программа геологоразведочных работ на 2006-2009гг., после завершения которой, на 11 месторождениях ПБ будут подготовлены к освоению суммарные извлекаемые запасы ПБ в количестве 13,6 млн. тонн. С учетом уже подготовленных и освоенных месторождений общие извлекаемые запасы ПБ могут составить в ближайшие годы 36,5 млн. тонн.

Общие прогнозные ресурсы ПБ оцениваются для песчаной пачки уфимского яруса в размере 227 млн. тонн, для уфимского яруса – 234 млн. тонн, для карбонатных коллекторов – 175 млн. тонн, а в казанском ярусе запасы ПБ составляют около 856 млн. тонн. Разработана «Концепция освоения ресурсов природных битумов Республики Татарстан на период до 2020г.», согласно которой предусмотрено наращивание объемов добычи ПБ до 1,5 млн. тонн в год к 2020г.

«Концепция» также предусматривает создание блочных битумоперерабатывающих установок на местах добычи производительностью до 400 тыс. тонн в год.

Переработка в мире. Одним из главных направлений переработки тяжелых нефтей и природных битумов в мировой практике признано сочетание процессов перегонки нефти и коксования её остатков, получившее распространение в Канаде и Венесуэле. Смесь дистиллятов прямой гонки и коксования, называемая «синтетической» нефтью, поступает на обычные НПЗ на последующую переработку.

Ограниченные возможности этой технологической цепочки связаны с тем, что единичные загрузки установки замедленного коксования (от 600 до 1000 тыс. т/год) требуют переработки значительных объемов тяжелого нефтяного сырья (не менее 1-2 млн. т/год). Кроме того, на Российском коксовом рынке высокосернистые коксы, содержащие слишком много тяжелых металлов, не получили квалифицированного применения из-за низкого спроса на них.

Переработка в России. Применительно к тяжелым нефтям Волго-Уральской провинции, на наш взгляд, лучшие перспективы имеет сочетание процессов перегонки нефти и деасфальтизации остатка. В этом случае сумму легких дистиллятов и деасфальтизата предлагается направить в виде «синтетической» нефти на переработку процессом гидрокрекинга, а асфальт, разбавленной мазутом, дает превосходный дорожный битум. Положительным результатом такого сочетания процессов является доведение всей массы продукции до товарного вида.

Так как в ближайшем будущем в России ожидается увеличение объемов дорожного строительства, потребность в битумах, по прогнозам, вырастет до 9-10 млн. т/год в 2015г.

Объемы переработки нефти на единичном заводе в нашем варианте могут быть небольшими (100-500 тыс. т/год) и определяться потребностями данного региона в дорожных битумах. Сопоставительная оценка эффективности переработки тяжелого сырья по вариантам: ЭЛОУ-АТ – окислительная битумная установка; ЭЛОУ-АТ – вакуумная перегонка мазута; ЭЛОУ-АТ – деасфальтизация мазута; ЭЛОУ-АТ – коксование мазута показывает, что наиболее предпочтительным является вариант с деасфальтизацией мазута.

По этому варианту, в зависимости от качества тяжёлой нефти получается 50-75% деметализированной «синтетической» нефти и 25-50% дорожных битумов.

При добыче открытым способом (нефтебитуминосные породы) отработана экстракционная технология переработки.

Опытно-промышленная установка технологии переработки битуминосных песков, спроектированная для месторождения «Беке» (Республика Казахстан), включает два технологических модуля мощностью по 640 тыс. тонн в год.

В состав модуля включены: секции экстракции битуминосного песка; ректификации раствора органической массы; осушки и охлаждения песка, насыщенного растворителем (кека); накопления и доводки качества дорожных битумов.

Справочно: на заседании Правления 04.12.2008г. были сообщения:

-  о проектируемом якутском газохимическом комплексе, годовая мощность которого 400 тыс. т синтетического жидкого топлива, 450 тыс. т метанола и 200 тыс. т аммиака. Информация о нем была озвучена также на нескольких конференциях. Однако в настоящее время этот проект так и не состоялся.

-  информация ФГУП «Институт горючих ископаемых» о разработке технологий, позволяющих получать из угля ценные химические соединения, в том числе, синтетические моторные топлива.

Определением Арбитражного суда г. Москвы от 09.06.2009г. в отношении ФГУП ИГИ введено внешнее управление. ФГУП ИГИ в результате процедуры банкротства перестал существовать. В настоящее время в Российской Федерации функционируют институт угля СО РАН и институт углехимии и химического материаловедения СО РАН, которые расположены в г. Кемерово.

В прениях выступили: М.И. Левинбук, Е.А. Чернышева, К.Б. Рудяк

 Левинбук М.И. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, профессор, д.т.н.)

 Добыча нефти и газа в мире смещается в область нетрадиционных источников сырья, таких как «битумные нефти и нетрадиционный природный газ», что будет являться конкурентным при снижении мировых цен на нефть и газ для действующих месторождений в России.

-  Высокие себестоимость добычи и транспортные расходы российской нефти с учётом отсутствия влияния нефтегазового комплекса России при формировании мировых цен

на нефть и газ обусловливают значительные риски для развития сырьевого бизнеса.

-  Одной из основных задач развития ТЭК западных стран является разработка и экспорт инновационных технологий в третьих странах с целью создания новых высокооплачиваемых рабочих мест в своих странах.

-  Пример развития нефтепереработки в Финляндии – это пример, когда страна без месторождений нефти, без глубоких исторических традиций в науке, технологиях и кадровом потенциале в нефтепереработке и нефтехимии создаёт новую экономику: экономику знаний, продуктом которой является масштабное появление новых высокооплачиваемых рабочих мест.

-  Менеджмент российских нефтяных компаний не смог организовать инновационное развитие нефтегазового комплекса; не была проведена даже полномасштабная стандартная модернизация на НПЗ России, что обусловило сдвиг сроков ввода технического регламента на топлива. Поэтому необходимо проведение существенной корректировки кадровой и управленческой структуры нефтяных компаний России с целью запуска модернизации, а также механизма генерирования новых высокоэффективных рабочих мест.

Рудяк К.Б. (Заместитель Директора Департамента развития нефтепереработки ОАО «НК «Роснефть», д.т.н.)

1)      Современный процесс GTL – это двухстадийная технология химического преобразования углеводородного газа (метана) в жидкие углеводороды, использующая каталитические реакции. Вначале парафины, составляющие основную часть природного и попутного газов, превращают в смесь оксида углерода и водорода («синтез-газ»). Для этой цели применяют в основном паровой, углекислотный или автотермический риформинг, реже парциальное окисление.

Первая стадия – стадия переработки природного газа в синтез-газ во всех производствах, работающих по технологии GTL, является наиболее капиталоемкой. На ее долю приходится 60-70% из общих капитальных затрат, и любые усовершенствования в этой области делают весь процесс более экономичным.

Вторая стадия – синтез углеводородов из смеси оксида углерода и водорода («синтез Фишера-Тропша») – является «идеологической» стадией процесса GTL, поскольку он определяет количество и состав получаемых углеводородов, а также необходимость и способ их дальнейшей переработки. Капитальные затраты на этой стадии составляют 20-25% от стоимости всего производства. Экономика этой стадии во многом зависит от способности примененного катализатора осуществлять реакцию с наименьшим образованием газообразных углеводородов – основных побочных продуктов.

Принципиальным является вопрос — где находится сырье на отдаленном промысле или в магистральном трубопроводе. Если это ПНГ на промысле, то только в этом случае имеет смысл заниматься его переработкой и целевым продуктом должна быть синтетическая нефть. Иные решения по данной технологии не эффективны

Двухстадийная технология производства синтетических углеводородов в процессе GTL не требует создания отдельной транспортной инфраструктуры для доставки полученной продукции до потребителя (по своим свойствам синтетическая нефть и продукты ее переработки являются полными субститутами минеральной нефти и нефтепродуктами и имеют те же рынки сбыта и потребителей). Полученные синтетические углеводороды могут транспортироваться по промысловым и магистральным нефтяным трубопроводам до мест их переработки; могут быть переработаны в составе природной нефти на действующих предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Считаю, что необходимо сосредоточить усилия именно на создании синтетической нефти непосредственно на промыслах

2)      Касательно выступления г-на Силина считаю чрезвычайно ценным создание единого информационного центра в рамках технологической платформы «Глубокая переработка». Уверен, что нефтяные компании поддержат эту идею.  Предлагаю подготовить короткую программу по разработке такой библиотечной базы, а также проект обращения к нефтяным компаниям и предприятиям.

Чернышева Е.А. (Руководитель сектора инновационных исследований ОАО «ВНИПИнефть», Зам.зав. кафедрой технологии переработки нефти РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, к.х.н., профессор)

Несколько слов о дорожной карте.

В рамках технологической платформы «Глубокая переработка углеводородных ресурсов» эти дорожные карты, в основном, уже созданы по трем направлениям: нефтепереработке, газопереработке, нефтехимии. Они скоро будут завершены. Сообществом экспертов определены основные направления развития нефтепереработки. Предлагаю обсудить их на заседании Правления Ассоциации. Нам очень важно мнение членов АНН и большого круга заинтересованных специалистов.

РЕШЕНИЕ:

1)      В целях реализации программ по энергоэффективности и энергосбережению ресурсов Российской федерации, считать одними из приоритетных задач работы в направление производства углеводородных топлив из альтернативных сырьевых источников – природного газа и попутного нефтяного газа.

2)      Рекомендовать ИНХС им. А.В. Топчиева РАН продолжить работы по опытно-промышленной разработке процесса синтеза ДМЭ как синтетического топлива и процессов получения бензина и легкого газового конденсата из оксигенатов из попутного и природного газа.

3)      ООО «Объединенный Центр исследований и разработок» продолжить работу совместно с ОАО «НК «Роснефть» по внедрению опытно-промышленной установки производства синтетических углеводородов (авиационных и автомобильных топлив) мощностью 300 т/год на ОАО «Новокуйбышевский НПЗ».

4)      С целью более рационального использования попутного нефтяного газа ООО «НИПИгазпереработка» совместно с ОАО «Интеравиагаз», ФГУП «ЦАГИ им. проф. Н.Е. Жуковского», ФГУП «ЦИАМ» и др. подготовить предложения по разработке программы развития региональной авиатранспортной системы для труднодоступных и малонаселенных регионов России с целью расширения использования более экологичного и менее затратного авиационного сконденсированного топлива (АСКТ) на авиатранспорте.

5)      В целях доведения полученных углеводородных фракций до уровня требований к моторным топливам (автобензину и дизельному топливу) привлечь ОАО «ВНИИ НП» к работе по каталитическому облагораживанию указанных фракций, исследованию качества получаемых моторных топлив, подбору композиций моторных топлив с вовлечением указанных фракций. ОАО «ВНИИ НП» решить вопрос об использовании соответствующих присадок для получения продукции современного уровня качества.

2. Национальный института нефти и газа. Проект создания и функционирования.

Силин М.А. (директор НИНГ, д.х.н., профессор)

Основание создания Национального института нефти и газа. И.И. Сечин в 2010г., выступая перед президентом, внес предложение создать Российский институт нефти и газа, как способный консолидировать потенциал нефтегазовой отрасли, науки и образования: «Кроме того, задачу по системному управлению инновациями и аккумулированию знаний не решить без создания «интеллектуального моста», соединяющего проблемы отрасли, научные разработки, внедрение в промышленность и подготовку кадров, без налаживания чёткой координации научно-технической деятельности в отрасли и создания инжиниринговых центров, обеспечивающих трансферт передовых технологий и реализацию отраслевых инвестиционных проектов, эту задачу тяжело решить.

В наших условиях таким центром мог бы стать, по аналогии с французским институтом нефти, например, Российский Институт Нефти и Газа, способный обеспечить консолидацию научного, образовательного и производственного потенциала нефтегазовой отрасли для повышения инновационной активности» (Сечин И.И. – Заместитель Председателя Правительства РФ, заседание комиссии при Президенте РФ по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 февраля 2010г.)

Структура Национального института нефти и газа.

Наблюдательный совет → исполнительная дирекция → центры:

-  Научный центр. Экспертные советы по направлениям. Центр коллективного

пользования. Каталог разработок.

-  Информация. Национальная нефтегазовая электронная библиотека. Портал – социальная сеть ученых. Аналитика.

-  Внедренческий центр.

-  Образовательный центр. Кадровое сопровождение. Единые программы и образовательные стандарты.

Наблюдательный совет:

Председатель

Кудряшов Сергей Иванович

Заместители председателя

Алдошин Сергей Михайлович

Литвиненко Владимир Стефанович

Мартынов Виктор Георгиевич

Хаджиев Саламбек Наибович

Члены наблюдательного совета:

Гилаев Гани Гайсимович

Ерке Сергей Иванович

Капустин Владимир Михайлович

Миловидов Владимир Дмитриевич

Муляк Владимир Витальевич

Санников Александр Леонидович

Слободин Михаил Юрьевич

Цыбульский Павел Геннадьевич

Чернер Анатолий Моисеевич

Структура и основные направления деятельности ТП «Глубокая переработка углеводородных ресурсов».

Наука и образование

-  ОАО «ВНИПИнефть» (координатор)

- РАН

-  Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева

-  Институт проблем химической физики

-  Институт катализа им. Г.К. Борескова СО РАН

-  РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Всего 37 отраслевых и академических университетов

Бизнес

-  ОАО «НК «Роснефть»

-  ОАО «Газпром нефть»

-  ОАО «СИБУР холдинг»

-  ОАО «Нижнекамскнефтехим»

-  ОАО «Татнефтехиминвест-холдинг»

Всего 31 государственных и частных компаний

Технологическая платформа (открытая площадка):

-  обсуждение основных направлений развития;

-  выработка общей стратегии;

-  привлечение финансирования;

Исследования и разработки и их ключевые направления:

-  процессы получения водорода и синтез-газа;

-  процессы получения экологически чистых моторных топлив;

-  переработка природного и попутного газа;

-  процессы и катализаторы производства мономеров и олигомеров для нефтехимии;

-  процессы переработки тяжелых нефтей и нефтяных фракций;

-  производство полимерных материалов;

-  энергосберегающие технологии;

-  процессы и катализаторы нефтехимического основного и тонкого органического синтеза.

Приоритетные проекты: попутный нефтяной газ, сохранение уровня добычи на старых месторождениях, качество нефтепродуктов.

Национальный институт нефти и газа – из проекта решения:

НП НИНГ:

-  Согласовать перечень технологических направлений

-  Сформировать экспертные советы по предложенным технологиям

-  Разработать дорожную карту по приоритетным направлениям развития ТП

Рекомендовать НГК:

-  Присоединиться к ТП

-  Войти в состав учредителей НП НИНГ

-  Разработать предложения по развитию механизмов взаимодействия с НП НИНГ

-  Рассмотреть варианты финансирования выбранных проектов

-  Определить ответственных за информационное наполнение информационные инструменты www.tp-ring.ru и www.oilring.ru

Провести расширенную конференцию по работе НП НИНГ и технологических платформ ТЭК.

Национальный институт нефти и газа – из проекта решения:

С НК «Роснефть» разрабатывается проект:

1) Водогазовое воздействие (с использованием ПНГ).
2) Физико-химическая технология типа «умная вода»
3) ПАВ-щелочное заводнение.

С НК «Газпромнефть» разрабатывается проект:

1) «Баженовская свита».
2) ПАВ-щелочное заводнение.

Создание консорциумов:

1) Экологические технологии (наилучшие доступные технологии).
2) «Баженовская свита».
3) Электронные справочники МТР.

РЕШЕНИЕ:

 1)      Национальному Институту нефти и газа (НИНГ) проводить более активную политику сотрудничества с отраслевыми научно-исследовательскими институтами.

2)      НИНГ при реализации технологической платформы «Глубокая переработка углеводородных ресурсов» считать первоочередной задачей создание современных конкурентоспособных проектов по глубокой переработке нефти и получения высококачественных нефтепродуктов.

3)      НИНГ содействовать ускорению процесса разработки дорожной карты по технологической платформе «Глубокая переработка углеводородных ресурсов».

3.      О приеме в члены Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков ООО «ГК КрашМаш»
(Рябов В.А., АНН)

 В Правление Ассоциации поступило заявление ООО «ГК КрашМаш» (Исх.№ 464-К от 29.05.2012г.) о приеме в члены АНН.

Генеральный директор АНН Рябов В.А. вкратце изложил информацию об основных направлениях деятельности ООО «ГК КрашМаш».

Предложено принять ООО «ГК КрашМаш» в члены Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков.

Голосовали (члены Правления АНН и лица, их замещающие):

За – 15

Против – 0

РЕШЕНИЕ:

Принять ООО «ГК КрашМаш» в члены Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков.

Председатель Правления:  С.Н. Хаджиев
Генеральный директор: В.А. Рябов

Протокол № 108
заседания Правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков

Москва, 28 марта 2012г.

ПРИСУТСТВОВАЛИ:
Члены Правления: Баженов В.П., Догадин О.Б. (по поручению Иванова И.В.), Злотников Л.Е., Канделаки Т.Л., Капустин В.М., Кричко А.А. (по поручению Крылова В.В.), Зуев С.Ф., Набиуллин Ф.Т. (по поручению Ракитского В.М.), Киселев В.А. (по поручению Кантышева В.К.), Хаджиев С.Н., Хурамшин Т.З.
По приглашению: Бацелев А.В. (ЗАО «Нефтехимпроект»), Бычков С.Л. (ЗАО «Атлант-промресурс»), Гильманов Ф.С. (ОАО «ТАНЕКО»), Заворотный С.А. (ООО «Газпром переработка»), Занозина И.И. (ОАО «СвНИИНП»), Зергау Конрад (ООО «Енисей»), Ионов В.И. (ГУП «ИНХП РБ»), Лебедев Ю.Н. (ООО «КЕДР-89»), Левинбук М.И. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Персиянцев Г.В. (ООО МК «РИФИН»), Петрушин В.Ю. (ГК «Трансбункер»), Самарина А.С. (ИК СО РАН), Селифанов И.В. (НПЦ «Динамика»), Тонконогов Б.П. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Топорков В.М. (ООО «Енисей»), Трофимов А.Б. (ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов»), Удод С.И. (ЗАО «Корпорация ОРЕЛНЕФТЬ»), Филь С.Ю. (ООО «ЭКО ТЭК Групп»).

ПОВЕСТКА ДНЯ:

1. Основные проблемы нефтепереработки и нефтехимии в новых условиях.
Докладчики:
Шахназаров А.Р. – зам. генерального директора
Чесновицкий К.Г. – главный специалист
Рябов В.А. – генеральный директор

2. О приеме в члены АНН:
- ООО «ЭКО ТЭК Групп»
- ЗАО «Корпорация ОРЕЛНЕФТЬ»
Докладчик: Рябов В.А. – генеральный директор

3. Разное
Докладчик: Рябов В.А. – генеральный директор

*************

1. Основные проблемы нефтепереработки и нефтехимии в новых условиях
(А.Р. Шахназаров, К.Г. Чесновицкий, В.А. Рябов)

Решению проблем нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности в настоящее время уделяется большое внимание на всех уровнях государственной власти и нефтяными компаниями.

Основные документы, регламентирующие
деятельность нефтеперерабатывающей отрасли:

- Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р;

- Генеральная схема развития нефтяной отрасли Российской Федерации на период до 2020 года. Утверждена приказом Минэнерго России от 06.06.2011 года.

- План развития газо- и нефтехимии до 2030 года. Утвержден приказом Минэнерго России 01.03.2012 года.

- Постановление Правительства Российской Федерации от 07.09.2011 № 748, закрепляющие обязательства нефтяных компаний по модернизации нефтеперерабатывающих заводов.

Однако, в утвержденной в апреле 2011 г. Правительственной комиссией по ТЭКу генеральной схеме развития нефтяной промышленности на период до 2020 года усиливается сырьевой вектор развития топливно-энергетического комплекса страны: к 2020 году из 500 млн. т/год добываемой нефти на переработку внутри страны предусматривается 230 млн. т/год, на экспорт – 270 млн. т/год (т.е. экспортируется нефтяного сырья на 14,8% больше, чем перерабатывается внутри страны). Т.е. вроде бы меры принимаются на всех уровнях исполнительной власти, но нефтепереработка пока остается на самом низком уровне, на оста-точном сырьевом уровне. Причем в генеральной схеме нефтяной отрасли до 2020 г. отсутст-вуют показатели до 2015 года. Кроме того, в генеральной схеме не предусматривается весьма важный для характеристики развития экономики и благосостояния населения страны показатель уровня душевого потребления нефтепродуктов и индекс комплексности Нельсона. А в ЭС-2030 капитальные вложения на втором этапе (2015-2022 гг.) по непонятным причинам снижены в 3 раза.

«Мы должны развернуть эти потоки (деньги и инвестиции) в сферу высокотехнологичного и производственного бизнеса, это принципиальное условие создания и развития новой экономики в нашей стране, иначе мы рискуем и дальше сохранять ущербный характер экономики с преобладающим сырьевым сектором», говорил В.В. Путин, выступая в декабре 2011 г. на съезде «Деловой России». Он поручил Минэкономразвития и Минфину провести налоговый маневр и оптимизировать те налоги, от которых зависит экономический рост.

Следует отметить, что при существующей в настоящее время для нефтеперерабатывающей промышленности налогового бремени, а также действующей системе двойного налогообложения нефтепереработка не может существовать (доля налогов в промышленности – 40%, в добыче нефти – 50%, в нефтепереработке – 60%).

Пути решения принципиальных вопросов предприятиями нефтепереработки

Итоги последних лет показали, что многими предприятиями ищутся пути не решения принципиальных вопросов, а как, не решая их, можно неплохо жить.

Например: глубокая переработка нефти – основной позор российской нефтеперера-ботки, из года в год снижается. В заключенных 4-х сторонних соглашениях отсутствует це-лый ряд объектов глубокой переработки нефти.

Среднеотраслевая глубина переработки нефти в 2011 г. составила 70,6%.
По этому показателю лидирует Уфимская группа заводов.

Также можно сказать о лидирующих позиций ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Газпром нефть».
Непростая ситуация в ОАО «ТНК-ВР», ЗАО «ФортеИнвест», ООО «Нефтегазиндуст-рия», ОАО «НК «Роснефть».
В ОАО «НК «Роснефть» только один завод (ОАО «Ангарская НХК») имеет показатель по глубине переработки нефти выше среднеотраслевого.

Необходимо принять меры по реализации программы ОАО «НК «Роснефть» по модернизации НПЗ, и в первую очередь по вводу таких мощностей как каталитический крекинг в ОАО «Куйбышевский НПЗ» и ОАО «Сызранский НПЗ». Однако здесь имеются подвижки.

«ОАО «НК «Роснефть» выделила на 2012 год дополнительные средства на модернизацию и реконструкцию своих НПЗ.

«ОАО «НК «Роснефть» ввела новую должность — вице-президента по нефтепереработке. Пост занял гендиректор Ачинского НПЗ Игорь Павлов. Он станет ответственным за выполнение программы модернизации семи заводов госкомпании. Основная задача нового вице-президента — проследить за реализацией инвестиционной программы, чтобы она была выполнена в срок и эффективно. Если все планы будут реализованы, маржа нефтепереработки может вырасти на 30—50% с текущих около 18 долл./барр.» (источник: РБК, 13.03.2012 № 44).

Для стимулирования внедрения процессов глубокой переработки нефти Правительством РФ были приняты соответствующие меры. Введена с 1 октября 2011 г. система расчета экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты «60-66-90», которая утверждена Постановлением Правительства Российской Федерации от 26.08.2011 № 716. Однако следует отметить, что принятая система расчетов ведет к увеличению нагрузки на мазут и одновременно способствует снижению таможенных пошлин на нефть. А это ведет к усилению сырьевого век-тора развития экономики страны. При этом глубина переработки нефти снижается.

Другой пример. Начиная с 2006 года, мы на заседаниях Правления Ассоциации периодически рассматривали вопросы состояния и развития «средних» НПЗ. Были даны рекомендации по их развитию, чтобы они были современными и конкурентоспособными. Пошло 6 лет, а положение с развитием этих заводов не изменилось.

АНН беспокоится об их дальнейшей судьбе, рассматривает проблемы этих заводов на заседаниях Правления, а они в это время ищут только сиюминутный выход из положения. Так ряд НПЗ стали выпускать печное топливо, которое используют потребители в качестве дизельного топлива. И, как результат, опять можно ничего не делать. А что дальше?

О снижение расходов в государственных компаниях

Президент Д.А. Медведев почти год назад поставил перед крупнейшими госкомпаниям ТЭКа задачу — за три года снизить расходы на 27%.

Считаем, что и нам надо изучать и систематически не прекращать их рассматривать вопросы снижения расходов и принимать по ним меры. Это можно осуществить при развитии конкурентоспособного производства, энергосбережения, автоматизации и компьютеризации, высокой квалификации кадров и соответствующей оплате труда – как видим про-грамма грандиозная.
Нефтяным компаниям надо более активно проводить политику строительства на НПЗ собственных энергоблоков. Для стимулирования их строительства надо просить Минэнерго России подготовить проект федерального закона о доступе генерирующих мощностей на НПЗ к внешним электрическим сетям.
Эту программу можно и нужно решать как первоочередную и стратегическую, так она дает выгоду в разы больше, чем торговля нефтью.

Вопросы экологии, охраны труда и промышленной безопасности

Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков (АНН) в своей деятельности уде-ляет большое внимание вопросам промышленной безопасности.
Вопросы экологии, охраны труда и промышленной безопасности должны, безусловно, быть в центре нашего внимания, мы их неоднократно рассматривали и давали предложения для их решения. За них должны отвечать не только руководители предприятий, но и Компании, в руках которых находятся ресурсы.

На заседании Правления АНН в 2011 г. дважды рассматривался вопрос «О разработке проекта технического регламента «О безопасности нефтеперерабатывающих, нефтегазохимических и газоперерабатывающих комплексов».

Минэнерго России делегировало ОАО «Газпромнефть» разработку проекта техниче-ского регламента «О безопасности нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов». Проект регламента был разработан и сдан для дальнейшей работы с ним в Минэнерго России.

Однако дальнейшая работа с этим регламентом Минэнерго России была приостановлена.
Взамен Минэнерго России подготовило проект Технического регламента Таможенного союза «О требованиях к нефтеперерабатывающим, нефтегазохимическим и газоперерабатывающим комплексам». Однако редакция проекта технического регламента требует существенной доработки с участием специалистов отраслевых проектных организаций и Ростехнадзора.

Экономичная и безаварийная эксплуатация оборудования
нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств

Постоянно ужесточающиеся требования обеспечения безопасной эксплуатации нефтехимических производств заставляют руководство нефтяных компаний совершенствовать технологию производства и систему управления. В настоящее время разработаны и внедряются новые возможности экономичной и безаварийной эксплуатации оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств.

Так ООО «НПЦ Динамика» (г. Омск) разработана и внедрена инновационная технология безопасной ресурсосберегающей эксплуатации технологических комплексов НПЗ. Благодаря многолетним фундаментальным и прикладным исследованиям, а так же широкомасштабному внедрению на нефтеперерабатывающих предприятиях РФ и СНГ систем автоматической вибродиагностики и комплексного мониторинга состояния оборудования КОМПАКС® научно-производственным центром «Динамика» разработаны и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии введены в действие с января 2011 г. национальные стандарты ГОСТ Р 53563-2009 «Мониторинг состояния оборудования опасных производств. Порядок организации», ГОСТ Р 53564-2009. «Мониторинг состояния оборудования опасных производств. Требования к системам мониторинга», ГОСТ Р 53565-2009. «Мониторинг состояния оборудования опасных производств. Вибрация центробежных насосных и компрессорных агрегатов».

Вышеперечисленные стандарты позволяют перейти от системы планово-предупредительного обслуживания к безопасной ресурсосберегающей эксплуатации оборудования опасных производств по фактическому техническому состоянию в реальном време-ни на основе систем мониторинга.
Системы автоматической вибродиагностики и комплексного мониторинга со-стояния оборудования КОМПАКС® превосходят по своим техническим и потребительским характеристикам системы мониторинга других мировых производителей по уровню технико-экономической эффективности и опережают наиболее близкие аналоги минимум на 10 лет, не имеет аналогов в мире.

Также эффективной является Программа, позволяющая определить состояние оборудования и прогнозировать срок его безаварийной эксплуатации на основе оценок риска (методология RBI (Risk Based Inspection) – обследования на базе анализа риска).

О гармонизации отечественных и европейских норм в сфере безопасности и экологии.
Одной из важных проблем в строительстве и развитии новых НПЗ, является проблема высоких издержек в реализации инвестиционных проектов, связанных с отсутствием гармонизации отечественных и европейских норм в сфере безопасности и экологии.
На совещании в г. Сочи В.В. Путин отметил, что необходимо как можно скорее при-вести стоимость возведения объектов инфраструктуры в соответствие с мировыми стандартами. «У нас все дороже, потому что мы пользуемся регламентами 1960-1970-х годов».
Учитывая изложенное, мы предлагаем рассмотреть возможность прямого при-менения западных норм при проектировании и строительстве объектов нефтепереработки и нефтехимии.
В настоящее время нефтяными компаниями разработаны и внедряются существенные программы по модернизации и реконструкции НПЗ. При реализации этих программ заводам целесообразно по возможности снести все старые морально и физически изношенные технологические установки и объекты общезаводского хозяйства.

Следует отметить, что при модернизации и реконструкции НПЗ, с вводом новых со-временных технологических процессов одновременно решаются и вопросы промышленной безопасности и экологии.

Однако высокие финансовые вложения нефтяных компаний в модернизацию старых морально и физически устаревших производств не делает их конкурентоспособными с пере-довыми западными фирмами по высокозатратности производственного процесса, энергети-ческого обеспечения, системам управления производством и др., что в конечном итоге нега-тивно сказывается на ценообразовании конечной продукции.

Производительность труда и заработная плата

Ввод новых современных технологических процессов при модернизации и реконструкции НПЗ с обязательным совершенствованием систем автоматизированного управления производственными процессами, в т.ч. создание единых операторных управления производством ведет к увеличению производительности труда. По имеющимся данным заработная плата на НПЗ реально практически не растет.

О технологических платформах

Технологическая платформа – это механизм частно-государственного партнерства в области научно-технического и промышленного развития, обеспечивающий выработку и реализацию долгосрочных приоритетов в масштабах отдельных секторов экономики на основе общего видения будущего данного сектора, формируемого заинтересованными сторонами (наука, бизнес, потребители) и направленный на объединение усилий науки и бизнеса на всем протяжении цикла разработки и производства инновационной продукции вокруг наиболее перспективных с точки зрения спроса инновационных проектов.

Технологические платформы появились и получили распространение в Евросоюзе.
Это позволит изменить сырьевую направленность экономики РФ, обеспечив производство высокотехнологичной продукции и продажу конкурентоспособных на мировом рынке технологий, поможет внедрить новые инновационно-направленные российские разработки.

Правительственной комиссии по высоким технологиям и инновациям от 3 августа 2010 г. (протокол № 4) в составе 27 утвержденных технологических платформ из 200 пред-ставленных к рассмотрению проектов вошла и технологическая платформа «Глубокая переработка углеводородных ресурсов».
Однако в этой ТП отсутствуют в первоочередных задачах объекты глубокой переработки нефти.

О состоянии отраслевой науки

В Энергетической стратегии России на период до 2030 года (ЭС-2030) отмечено, что для достижения стратегической цели инновационной и научно-технической политики в энергетике необходимо решение следующих задач:

- воссоздание и развитие научно-технического потенциала, включая фундаментальную науку, прикладные исследования и разработки, модернизацию экспериментальной базы и системы научно-технической информации;
- совершенствование применительно к энергетике всех стадий инновационного процесса, повышение востребованности и эффективности использования результатов научной, проектно-конструкторской, изобретательско-рационализаторской деятельности;
- защита прав на результаты научно-технической деятельности;
- сохранение и развитие кадрового потенциала и научной базы, интеграция науки, образования и инновационной деятельности.

При рассмотрении проекта «дорожной карты», в рамках ЭС-2030 Ассоциация нефтепереработчиков и нефтехимиков направила в Минэнерго России предложения по оказанию финансовой поддержки отраслевым научно-исследовательским институтам. Однако эти предложения в окончательной редакции ЭС-2030 не были учтены.

В ходе реализации Энергетической стратегии России на период до 2030 года было обеспечено проведение большого комплекса работ по приоритетным направлениям, в т.ч. по федеральным целевым программам:

- Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007 — 2012 годы;
- Национальная технологическая база на 2007 — 2011 годы;
- Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2013 годы.

Вопрос о сложном финансовом состоянии отраслевых институтов и невостребованности отечественных разработок со стороны российских нефтяных компаний при строительстве и модернизации нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств неоднократно рассматривался на заседаниях Правления Ассоциации.

При этом наши институты имеют целый ряд конкурентоспособных проектов технологических процессов для переработки нефти и нефтехимии, не уступающих лучшим мировым аналогам.
По данным РАН вклад России в мировую науку составил только 2%, при этом вклад ученых США в мировую науку в 2009 году оценивается в 35%.

Сейчас только в США на постоянной основе трудится 1 млн. ученых и специалистов из России, которые создают более четверти американских технологических новинок.
Особенно необходимо отметить ряд негативных факторов, ограничивающих работу некоторых отраслевых институтов. При этом помощи государства отраслевым институтам, акционером которых является государство, нет.

ОАО «ЦНИИТЭнефтехим»
7 апреля 2006 г. был совершен рейдерский захват здания, принадлежащего ОАО «ЦНИИТЭнефтехим» на правах собственности, организованный ООО «ТРАНСАЭРО ТУРС ЦЕНТР» с применением судебного пристава и вневедомственной охраны ГУВД Москвы.
Несмотря на длительный период борьбы за сохранения института результат этих дей-ствий сказался положительно. В настоящее время Следственный комитет РФ наконец-то возбудил уголовное дело о рейдерском захвате ОАО «ЦНИИТЭнефтехим».

ОАО «ВНИИНЕФТЕХИМ»
Сложная ситуация складывается в ОАО «ВНИИНЕФТЕХИМ», г. Санкт-Петербург. Решением арбитражного суда от 09.12.2011 по отношению ОАО «ВНИИНЕФТЕХИМ» введена процедура внешнего Управления сроком на 18 месяцев. Назначен внешний Управляющий института. А это один из путей, ведущих к банкротству института. (Это вклад «Росимущества» в модернизацию).

ОАО «ВНИКТИНефтехимоборудование»
В настоящее время в институте остается вакантной должность генерального директора (ра-нее занимавший этот пост А.Е. Стародубцев, уволился по собственному желанию). Ассоциация обратилась в Минэнерго России письмом от 12.01 2012 № АС-2, в котором рекомендовала на должность генерального директора института Грачева Сергея Леонидовича.
Следует отметить, что в связи с ожидаемой сменой курса предстоит колоссальная ра-бота по дальнейшему развитию нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленно-сти.

Корпорация нефтепереработчиков и нефтехимиков (КНН)

В практике стран с развитой рыночной экономикой корпорация является наиболее распространенной формой организации управления крупным производством. Корпорация (акционерное общество) – это организация, созданная для защиты интересов и привилегии ее участников, образующая самостоятельное юридическое лицо и выступающая от их лица.

В Западной Европе с 1994 года на основе государственно-частного партнерства запущены и уже в значительной степени реализованы проекты на сумму более 120 миллиардов долларов.

Сущностная трансформация национальной экономики России под влиянием глобализации, усиления конкуренции в мировой экономике, интеграции и интернационализации хозяйственной деятельности привела к возникновению и усилению таких новых форм хозяйственной деятельности, как корпорации.
Корпорации – это хозяйствующие субъекты, занимающие доминирующее положение на определенном рынке. Это большие производственные комплексы, сфера деятельности которых связана не только с производственной, но и с финансовой деятельностью.

Перестройка организационной структуры российской экономики на базе крупных межотраслевых корпораций стала настоятельной практической задачей. Для многих современных предприятий образование корпораций является условием выживания: сохранения кадров, научных подразделений, социальной инфраструктуры, получения заказов, обеспечения материально-технического снабжения и сбыта готовой продукции. Для экономики в целом такое направление организационного развития стало предпосылкой подъема и прогресса.

Экономика России опирается на деятельность крупных монополий, а мировой рынок – это рынок транснациональных корпораций, разделенный между ними. Организационная структура российской промышленности довольно близка к корпоративной. Это ставит условия выбора перед средними НПЗ – индивидуальное выживание или объединение интересов. А есть ли выбор?

Ранее некоторыми нефтяными компаниями прорабатывался вопрос строительства нефтехимического комплекса в г. Абинск Краснодарского края (Юг России вместо выведенных из эксплуатации мощностей Грозненских НПЗ), а также в Мурманске и Архангель-ске (незамерзающее море) – ОАО «ЛУКОЙЛ», строительства нефтеперерабатывающего за-вода на северо-западе России с использованием Балтийской трубопроводной с системы (БТС-2) — Кириши – 2 — ОАО «Сургутнефтегаз».
Затем политика компаний в этом вопросе изменилась. С точки зрения бизнеса началось приобретение этими компаниями НПЗ в Европе, а вопросы строительства новых НПЗ в России остались не решенными, что негативно сказывается на такие факторы, как дополнительные рабочие места, прибыль, налоги.

Меняется ориентация стратегии развития новых НПЗ, от копеечных вложений на выработку прямогонных нефтепродуктов, до миллиардных вложений в глубокую переработку углеводородного сырья и выпуск конкурентной наукоёмкой продукции. Если сравнить возможности ВИНК, где сосредоточены основные сырьевые ресурсы, ключевые места переработки и сбыта продукции, огромные финансовые потоки и, естественно, возможности не выживания, а распоряжения рынком сбыта готовой продукции, т.е. вытеснения и влияния на слабых игроков. А средние НПЗ являются сильными или слабыми? Независимость НПЗ является больше термином, нежели завоёванным фактическим положением. Это отчётливо прослеживается в характере предложений по дальнейшему развитию НПЗ, которые представлены на рассмотрение в АНН. Большинство заводов, если не пересмотрят свою стратегию развития и структурных преобразований, будут просто не состоятельными продолжить свой бизнес в нефтепереработке после 2015 года.

Сегодня ещё не упущена уникальная возможность, не создавая нового (это время), а использовать уже имеющиеся структуры АНН, в составе которой задействованы 8 комитетов, в состав которых входят ведущие учёные и специалисты отрасли. Понятно, что этот потенциал не доступен в отдельности для каждого НПЗ, но может эффективно использован в рамках объединения (лат. Corporatio) Корпорации.
Корпорация способствует решению двух фундаментальных проблем рыночной экономики. Первая проблема заключается в привлечении капитала для осуществления крупных проектов. Участие в корпорации имеет ряд выгод: во-первых, четко определяется доля собственности, которую впоследствии можно продать, и, во-вторых, акционеры несут лишь ограниченную ответственность по обязательствам корпорации.

Вторая проблема заключается в диверсификации риска, т.е. его распределении. Поскольку каждый инвестиционный проект предполагает определенный риск, инвестор предпочитает поделить свои сбережения на части, вложив их в большое число компаний, и таким образом снизить степень риска. Акции корпорации в интересах учредителей могут быть свободно представлены на IPO, что создает благоприятные условия для диверсификации риска и дополнительного привлечения дешёвых финансовых средств для инвестиционных целей.

В рамках корпорации права и ответственность могут быть делегированы структурам, управляющими маркетингом, техническими разработками, снабжением, производством и сбытом. Такой подход эффективен для компаний нефтепереработки со стабильным выпуском ограниченного числа однородных продуктов, где экономия на масштабе производства настолько велика, что целесообразно сконцентрировать производство в одном подразделении (например, прямогонные бензины, остатки гидрокрекинга, переработка предельных и непредельных сжиженных газов, отработанных катализаторов и многое др.)

Другим примером может служить ситуация, когда рынок отличается высокой степенью концентрации потребления. В этих условиях становится целесообразным объединять сбытовую деятельность, это особенно характерно для периферийных районов России и мест, где наблюдается использования в качестве моторных топлив контрафактной продукции.

Главная задача Корпорации – это посредничество между компаниями и государством. Государство не может извлечь максимальную выгоду от размещения и использования сред-них независимых НПЗ, а компании не могу достучаться со своими проблемами до Государства. Использование преимуществ государственного и частного партнёрства возможно толь-ко через структуру Корпорации.

Свежий пример, работая над экономическими расчётами проекта строительства или реконструкции НПЗ глубокой переработки нефти мощностью 4 млн. тонн в год, сталкиваемся с проблемой, мешающей обеим сторонам: государству и компании, строящей НПЗ.  Ориентировочная стоимость 3-4-х миллионного НПЗ составляет условно $ 2,0 млрд. НДС при строительстве составляет $ 229 млн., на который берётся кредит и который потом зачитывается после ввода НПЗ в эксплуатацию. Что выиграло Государство, сначала забрав деньги, затем вернув? Дало заработать банкам более $ 98 млн. и увеличило стоимость строительства! Какой выход?

Первый путь. Достучаться до первых лиц, которые использовали в своих программных обязательствах оказание всяческого содействия развитию бизнеса, чтобы отменить действие закона по НДС на строительство, тем более что требование по НДС было сформировано в советские времена в совсем иных условиях хозяйственной деятельности, как стимул ускорения строительства.
Другой путь, дать возможность оформить кредит по отсрочке уплаты НДС до наступления момента зачёта (списания). В крайнем случае, назначить уплату % на официальный уровень инфляции денежных средств.

Под силу решить этот вопрос отдельно компании или представить как отраслевую проблему для решения Корпорации! Цена вопроса, только для одной компании, строящей или модернизирующей НПЗ – экономия денежных средств более $370 млн., что составляет до 25% инвестиционных затрат (материал из технико-экономического расчёта строительства НПЗ мощностью по переработке нефти 4 млн. тонн в год при кредитной ставке 10%).

На заседании Правления АНН от 7 февраля с.г. подробно остановились на задачах, преимуществе и выгоде от создания КНН. Вроде, получили молчаливую поддержку. За прошедшие полтора месяца, оказывается, кроме потери времени ничего не изменилось. Проблем со строительством, по-видимому, у компаний нет. Готовы оплачивать любые затраты, суммы средств не беспокоят или не оценены. Проекты выполняются по принципу, чем дороже стройка, тем больше заработает разработчик.

Пример. Стоимость очистных сооружений для НПЗ с глубиной очистки промстоков до 0,05 мг/л по показателю «содержание нефтепродуктов» около $100 млн. Парк сырьевой и товарный – столько же.
До 50% затраты на оплату специализированным компаниям, от которых зависит согласование стройки или заложены строительные решения, на которые требуются завышенные расходы. В одиночку средним НПЗ многие проблемы, связанные с новым строительством не решить, а от их решения во многом будет зависеть участь завода. Экономия огромных денежных средств на строительстве является убедительным доказательством для нефтяных компаний средних НПЗ выступить с инициативой создания профессионального объединения.

Надо чётко понять, что Корпорация не иждивенческая надстройка, а компания, приносящая огромные дивиденды учредителям, имеющая возможности привлечения инвестиций или инвесторов, как со стороны Государства, так и частных лиц, способная в интересах учредителей создавать или привлекать финансовые и банковские структуры, страховые компании, способствовать строительству новых предприятий глубокой переработки углеводородного сырья, в т. ч. побочных продуктов, катализаторов и отходов производства.

В Корпорацию можно привлечь квалифицированные кадры учёных и специалистов, на которых сложился огромный дефицит в наше время, что позволит обеспечить подготовку собственных специалистов и управленческих кадров, практически, не вкладывая средств или с минимальными затратами.

Не воспользоваться имеющейся возможностью, значит подвергнуть бизнес переработки нефти дополнительному риску и внешнему влиянию монополий в жёстких условиях рынка, который после вступления России в ВТО стал уже межнациональным, тем более что углеводородные ресурсы всегда были и будут политизированы.

В прениях выступили: Генеральный директор ОАО «ВНИПИнефть» В.М. Капустин, генеральный директор ООО «ИнфоТЭК-Консалт» Т.Л. Канделаки, профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина М.И. Левинбук и др.

РЕШЕНИЕ:

1) Рекомендовать нефтяным компаниям ОАО «ТНК-ВР», ЗАО «ФортеИнвест», ООО «Нефтегазиндустрия» и др. внести изменения в 4-х сторонние соглашения, дополнив его объектами глубокой переработки нефти.

2) В целях исполнения поручения Президента Российской Федерации Д.А. Медведева о снижения за три года расходов на 27% рекомендовать нефтяным компаниям проводить политику строительства на НПЗ собственных энергоблоков.

3) С учетом рассмотрения в рамках оперативного штаба по перспективам развития «средних» НПЗ» рекомендовать заводам, которые были рассмотрены на штабе, внести коррективы в стратегию развития и структурных преобразований предприятий, с целью сохранения деятельности заводов после 2015 года.

4) Акционерам независимых средних НПЗ активизировать рассмотрение вопросов создания Корпорация нефтепереработчиков и нефтехимиков.

5) Считать приоритетным направлением развития нефтепереработки и нефтехимии строительство на основе государственно-частного партнерства современных нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов с высокоразвитой технологией глубокой переработки нефти на концах нефтепроводов и в приморских зонах по типу западных и развитых стран, что окажет существенное влияние на стабилизацию ценовой политики и снижение расходов на логистику.

6) Поддержать предложение АНН, направленное в Правительство Российской Федерации (письмо от 28.02.2012 № АС-36) о внесение изменений в технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензинам, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», имея в виду его осуществление по территориальному принципу и переквалификации его действий на рекомендательный характер относительно моторных топлив для предприятий Минсельхоза, Минобороны и Госрезерва, а также дизельного топлива для дорожной, карьерной техники, тепловозных и судовых двигателей, не затрагивая оптовую и розничную торговлю основных потребите-лей.

7) Нефтяным компаниям, нефтеперерабатывающим заводам более активно проводить работы в области уменьшения объема выбросов, загрязнений и безопасности НПЗ. При этом имея в виду, что первоочередное строительство на НПЗ современных технологических комплексов, таких как гидрокрекинг, каталитический крекинг и др. позволит одновременно добиться уменьшения объема выбросов и загрязнений на НПЗ.

8 ) Просить Минэнерго России совместно с заинтересованными органами исполнительной власти Российской Федерации рассмотреть возможность прямого применения западных норм при проектировании и строительстве объектов нефтепереработки и нефтехимии.

9) В целях надежной работы и безаварийной эксплуатация оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств рекомендовать нефтяным компаниям:
- комплексно оснащать действующие, реконструируемые и вновь строящиеся производства системами мониторинга состояния оборудования КОМПАКС®, для чего на этапе составления технических заданий на проектирование включать в них разделы, посвященные проектированию систем мониторинга технического состояния оборудования технологических комплексов в реальном времени;
- использовать Программу RBI, позволяющей определить состояние оборудования и прогнозировать срок его безаварийной эксплуатации на основе оценок риска (методология RBI (Risk Based Inspection) – обследования на базе анализа риска).

2. О приеме в члены Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков ООО «ЭКО ТЭК Групп» и ЗАО «Корпорация ОРЕЛНЕФТЬ».

В Дирекцию Ассоциации поступили заявления генерального директора ООО «ЭКО ТЭК Групп» Филя С.Ю. (Исх.№ 1/3 от 26.03.2012г.) и Председателя Совета Директоров ЗАО «Корпорация ОРЕЛНЕФТЬ» Удода С.И. от 22.03.2012г. с просьбой принять их организации в члены Ассоциации.

Генеральный директор АНН Рябов В.А. вкратце изложил информацию об основных направлениях деятельности ООО «ЭКО ТЭК Групп» и ЗАО «Корпорация ОРЕЛНЕФТЬ» и готовности дальнейшего взаимного сотрудничества.

Предложено принять ООО «ЭКО ТЭК Групп» и ЗАО «Корпорация ОРЕЛНЕФТЬ» в члены Ассоциации.
Голосовали члены Правления и лица их замещающие (списком):
«За» — 11
«Против» — нет
«Воздержались» — нет

РЕШЕНИЕ:
Принять ООО «ЭКО ТЭК Групп» и ЗАО «Корпорация ОРЕЛНЕФТЬ» в члены Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков.

Генеральный директор В.А. Рябов

из Протокола № 107 заседания Правления
Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков
от 7 февраля 2012 года

4. О выдвижении кандидатов на присуждение Премии имени А.Н. Косыгина за существенный вклад физических и юридических лиц в экономику России в 2011г.

Докладчик: Рябов В.А. – генеральный директор АНН

Комиссия по присуждению Премии имени А.Н. Косыгина, учрежденная Российским союзом товаропроизводителей для поощрения ученых, специалистов и практиков, внесших существенных вклад в развитие науки, техники и организацию отечественного производства, формирует список соискателей на присуждении Премии за большие достижения в решении проблем развития экономики России в 2011 году.

Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков предлагает включить в список соискателей Премии за большой вклад в развитие науки, техники и организацию отечественного производства в области нефтепереработки и нефтехимии, следующие кандидатуры:

1. Коллектив Института проблем переработки углеводородов Сибирского отделения РАН, г. Омск
2. Коллектив ОАО «Уфанефтехим»
3. Дурова Олега Владимировича – Начальника Главного Управления по нефтепереработке и нефтехимии ОАО «ЛУКОЙЛ»

РЕШЕНИЕ:

1. Поддержать включение в список соискателей Премии за большой вклад в развитие науки, техники и организацию отечественного производства в области нефтепереработки и нефтехимии, следующие кандидатуры:

- Коллектив Института проблем переработки углеводородов Сибирского отделения РАН, г. Омск
- Коллектив ОАО «Уфанефтехим».
- Дурова Олега Владимировича – Начальника Главного Управления по нефтепереработке и нефтехимии ОАО «ЛУКОЙЛ».

2. Руководителям ИППУ СО РАН Лихолобову В.А., ОАО «Уфанефтехим» Николайчуку В.А., руководству ОАО «ЛУКОЙЛ» подготовить представления и материалы на соискателей и направить их в адрес Российского союза товаропроизводителей.

Генеральный директор:  В.А. Рябов
Секретарь: Ю.Н. Горячева

ПРОТОКОЛ № 107
заседания Правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков

 г. Москва, 7 февраля 2012 г.

ПРИСУТСТВОВАЛИ:

Члены Правления: Баженов В.П., Давыдов Б.Н. (по поручению Винокурова Б.В.), Злотников Л.Е., Кантышев В.К., Капустин В.М., Ракитский В.М., Романов А.А. (по поручению Шекеры Д.В.), Рябов В.А., Хурамшин Т.З., Шуляр Н.А. (по поручению Канделаки Т.Л.)

По приглашению: Вотин О.М. (АК «Востокнефтезаводмонтаж), Галкин В.В. (ОАО «Московский НПЗ», Гильманов Ф.С., Давыдов Б.Н. (ОАО «ВНИИ НП»), Грицун Г.Г. (ООО «АТЭК», Двинин В.А. (ООО «Кубанская НГК», Заворотный С.А. (ООО «Газпром переработка»), Злотников Ю.Л. (Минэнерго России),»), Кантышев В.К. (ООО «ФортеИнвест»), Косульников А.В. «ЕРС»), Котов С.А. (ЗАО «Атлантпромсервис»), Кричко А.А. «ОАО «НГК «Славнефть»), Лебедев Ю.Н. (ООО «КЕДР-89»), Левинбук М.И. (РГУ нефти и газа им. Губкина), Литвиненко А.Д. (ОАО «Новошахтинский ЗНП), Носков А.С.«Институт катализа им. Г.К. Борескова СО РАН»), Остапчик В.Г. (ЗАО «Антипинский НПЗ»), Персиянцев Г.В. (ООО МК «РИФИН), Петрушин В.Ю. (ГК «Трансбункер»), Селиванов И.В. (НПЦ «Динамика», Смирнов Л.П. (ООО МК «РИФИН»), Соболев Б.А. (АНН), Типайлов А.М. (ЗАО «Атлантпромсервис»), Удод С.И. (ЗАО «Корпорация ОРЕЛНЕФТЬ», Филь С.Ю. (ООО «ЭКО ТЭК Групп»), Хафизов Р.Ф. (ХК «Рось», Чернышева Е.А. (РГУ нефти и газа им. Губкина), Шахназаров А.Р. (АНН), Ширинкин В.В. (ОАО «Новошахтинский ЗНП).

ПОВЕСТКА ДНЯ:

1. Итоги работы Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков за 2011 год и план работы на 2012 год.

 Докладчик: Рябов В.А. – генеральный директор АНН

 2. Информация о создании и функционировании технологической платформы «Глубокая переработка углеводородного сырья до 2020 года».

Докладчик:    Чернышева Е.А. – руководитель сектора инновационных исследований ОАО «ВНИПИнефть», зам. заведующего кафедрой технологии переработки нефти РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, к.х.н., профессор

3. О создании Корпорации нефтепереработчиков и нефтехимиков.

Докладчик:    Рябов В.А. – генеральный директор АНН

Чесновицкий К.Г. – главный специалист АНН

4. О выдвижении кандидатов на присуждение Премии имени А.Н. Косыгина за существенный вклад физических и юридических лиц в экономику России в 2011г.

Докладчик: Рябов В.А. – генеральный директор АНН

5. Разное

Основные итоги работы нефтеперерабатывающей промышленности за 2011 год

1.1.  Рябов В.А. – генеральный директор АНН

Решению проблем нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности в настоящее время уделяется большое внимание на всех уровнях государственной власти и нефтяными компаниями

В декабре на съезде «Деловой России» Владимир Путин поручил Мин­экономразвития и Минфину провести налоговый маневр и оптимизировать те налоги, от которых зависит экономический рост. «Мы должны развернуть эти потоки (деньги и инвестиции) в сферу высокотехнологичного и производственного бизнеса, это принципиальное условие создания и развития новой экономики в нашей стране, иначе мы рискуем и дальше сохранять ущербный характер экономики с преобладающим сырьевым сектором», — настаивал премьер.

Выступая 2 февраля 2012 г. на Инвестиционном форуме «Россия-2012» В.В. Путин отметил, что по состоянию инвестиционного климата Россия «на позорном 120-м месте в мире»,

Путин пообещал, что Россия поднимется на 100 ступеней — со 120-го на 20-е место — в рейтинге, оценивающем условия ведения бизнеса. По его мнению, сделать это можно «прагматично и прозаично», сократив сроки административных процедур: подключения к электросетям — в 4 раза, получения разрешения на строительство — в 5 раз, оформления грузов на таможне — в 7 раз, заполнения налоговой отчетности — втрое. Сейчас, по данным Всемирного банка, на эти процедуры предприниматели в России тратят 281 день, 423 дня, 36 дней и 290 часов в год соответственно.

Кроме того течение месяца крупнейшим госкомпаниям ТЭКа предстоит найти выход из трудной ситуации. Им нужно изобрести методику оценки собственной эффективности, которая обеспечит решение задачи, поставленной почти год назад президентом Дмитрием Медведевым,— за три года снизить расходы на 27%. Программы снижения расходов на 10% в год должны были появиться еще к 1 октября 2011 год. В начале октября правительство отчиталось в выполнении поручения, помощник президента Аркадий Дворкович подтвердил, что сводный доклад изучается.

Считаем, что и нам надо изучать и систематически не прекращать их рассматривать вопросы снижения расходов и принимать по ним меры.

8 июня 2011 г. в г. Кириши под председательством В.В. Путина состоялось совещание, на котором были рассмотрены вопросы развития нефтеперерабатывающей промышленности.

Важным итогом совещания было решение о заключение между нефтяными компаниями, Ростехнадзором, ФАС и Росстандартом (4-х сторонних соглашений), закрепляющего обязательства нефтяных компаний по модернизации нефтеперерабатывающих заводов.

 К числу системных долгосрочных мер относятся переход на фискальную систему «60-66», внесение изменений в технический регламент, продлевающих оборот топлива класса 2 до конца 2012 года.

В 2011 г. Минэнерго России разработало План развития газо- и нефтехимии до 2030 года. В настоящее время План находится на рассмотрении в Правительстве Российской Федерации. Дело в том, что если мы с химиками не будем серьезно работать, то сырьевые цены затормозят развитие химических заводов.

В составе нефтеперерабатывающей промышленности в 2011 г. действовало 24 нефтеперерабатывающих заводов (в составе ВИНК), 9 «средних» НПЗ и более 200 мини-НПЗ совокупный объем переработки нефти которых составляет порядка 11 млн. тонн в год и 6 специализированных заводов по выпуску спецмасел, смазок и др. Общая мощность по первичной переработке нефти в России в 2011 г. составляла 277 млн. тонн в год.

Нефтеперерабатывающая промышленность в 2011 году работала стабильно. Объем первичной переработки нефти в 2011 г. составил 256,4 млн. тонн, или 102,6 % к уровню 2010 г. В нефтяной промышленности России наблюдается увеличение объемов добычи нефти (объем добычи нефти в 2011 г. повысился по сравнению с 2010 г. на 6,3 млн. т. и составил 511,3 млн. т).

Первичная переработка нефти и производство основных нефтепродуктов

Экспорт нефти и нефтепродуктов в 2011 г.

• Нефть – 241,8 млн. тонн
• Бензин — 4,0 млн. тонн
• Дизельное топливо – 36,4 млн. тонн
• Мазут – 57,0 млн. тонн

Следует отметить, что впервые годовой объем переработки нефти выше экспорта нефти на 14,6 млн. тонн.

Глубина переработки нефти на предприятиях России в 2011 году составила 70,6%. В 2010 г. она составляла 71,1%. По 18 заводам этот показатель не превышает 71,0%. По пяти заводам топливно-масляного профиля глубина переработки нефти превышает 80%

Объем капитальных вложений в нефтеперерабатывающую промышленность в 2011 г. мало изменился и составил ориентировочно 151 млрд. руб., (в 2010 г. – 143,2 млрд. руб.), или 105,4% к уровню 2010 г.

Вводы мощностей в 2011 г.

В 2011 г. выросло качество автомобильных бензинов и дизельного топлива. Серьезные подвижки видны по вводам коксовых производств.

Ожидаемые вводы мощностей в 2012 г.

Как видно из представленных таблиц, в них практически отсутствуют мощности по каталитическому крекингу и гидрокрекингу. Объем производства автомобильных бензинов не растет.

Следует отметить, что не все компании включили в 4-х сторонние соглашения комплексы глубокой переработки нефти, а Минэнерго России значительно снизило объемы капитальных вложений в комплексы глубокой переработки нефти.

Необходимо снова рассмотреть вопрос о дизелизации моторного парка или импортировать автобензины.

В 2011 году было проведено 5 заседаний Правлений АНН. На этих заседаниях рассматривались следующие вопросы:

9 февраля

• Итоги работы Ассоциации за 2010 год и план работы на 2011 год.
• О мерах по повышению эффективности научно-технической деятельности отраслевых научно-исследовательских институтов, контрольный пакет акций которых находится в федеральной собственности. (Отраслевые институты не находят должной поддержки со стороны государства). Без восстановления нормальной деятельности отраслевых институтов повсеместно модернизация не осуществима.
• О приеме в члены Ассоциации ОАО «Ангарский завод катализаторов и органического синтеза.
• О выдвижении кандидатов на присуждение Премии имени А.Н. Косыгина за большой вклад в развитие науки, техники и организацию отечественного производства в области нефтепереработки и нефтехимии.

27 апреля

• Об опыте работы ОАО «ЛУКОЙЛ» по беспроцессинговой схеме переработки нефти с учетом положений Федерального закона от 27 июля 2010 г. № 208-ФЗ «О консолидированной финансовой отчетности» в части применения формы отчетности консолидированных групп налогоплательщиков».
• О разработке проекта технического регламента «О безопасности нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов».
• Об опыте работы Института проблем переработки углеводородов Сибирского отделения РАН (ИППУ СО РАН).
• О системе допуска химпродуктов, обеспечивающей безопасное применение их в нефтяной отрасли с целью поставок качественной нефти на НПЗ.

8 июня

• О разработке проекта технологической платформы «Глубокая переработка углеводородного сырья до 2020 года».
•  Автоматизация производственных процессов на базе современных технических и программных средств. Состояние и развитие. (Решение Правления АНН, протокол от 24.11.2010 № 101).
• О ходе выполнения инвестиционной программы ОАО «Московский НПЗ» (Решение Правления АНН, протокол от 16.06.2010 № 99).

21 сентября

• О комплексном подходе развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности в свете принятых решений на совещании Председателя Правительства РФ В.В. Путина в г. Кириши 8.07.2011г.
• О ходе выполнения решения Правления АНН от 27 апреля 2011г. (Протокол № 103) о разработке проекта технического регламента «О безопасности нефтеперерабатывающих, нефтегазохимических и газоперерабатывающих комплексов».
• Об энергообеспечении и энергосбережении НПЗ.

26 октября

1. Отчет независимых средних НПЗ (в свете решения вопросов на совещании у Председателя Правительства Российской Федерации В.В. Путина 08.07.2011 в г. Кириши).
2. О мерах по снижению импортозависимости в России в области производства современных высокоэффективных конкурентоспособных присадок к моторным топливам и смазочным маслам.
3. О мерах по повышению экологической безопасности на российских НПЗ.
4. О выдвижении на соискание Премии Правительства РФ в области науки и техники в 2011г. работы «Создание и широкомасштабное внедрение российской конкурентоспособной технологии изомеризации и промышленных комплексов «Изомалк» для крупнотоннажного производства автобензинов, соответствующих требованиям европейских стандартов».

Ассоциация нефтепереработчиков и нефтехимиков считает в настоящее время своей основной задачей:

* Выполнение положений Меморандума IVМеждународного промышленно-экономического Форума «Стратегия объединения: Решение актуальных проблем нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе», прошедшем 13-14 октября 2011 года при участии видных деятелей науки, представителей нефтяных компаний, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий, академических, научно-исследовательских и проектных институтов, общественных организаций, заводов по производству оборудования для нефтеперерабатывающей отрасли и др. и подписанным Президентом Российского Союза химиков (Ивановым В.П.), генеральным директором Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков (Рябовым В.А.), Президентом Союза Нефтегазопромышленников России (Шмалем Г.И.), генеральным директором ОАО «ВНИПИнефть» (Капустиным В.М.).

* Способствовать выполнению решения Правления от 26.10.2011 г. (протокол №106) о содействии развитию «средних» НПЗ.

Решение:

1. Итоги работы Ассоциации за 2010 год и план работы на 2011 год

Участникам заседания Правления представлены отчетные документы Ассоциации за 2011 г. (заключение ревизионной комиссии о результатах работы АНН за 2011 год, отчет работы АНН за 2011 г. и план работы на 2012 год, отчет работы технических комитетов АНН за 2011 г. и план работы на 2012 год, Смета расходов Дирекции АНН на 2011 год (факт) и планируемая на 2012 год).

РЕШЕНИЕ:

1. Принять к сведению отчет генерального директора АНН Рябова В.А. о работе Ассоциации и ее технических комитетов в 2011 году и признать работу АНН удовлетворительной.

Довести данную информацию до всех членов Ассоциации

2. Утвердить планы работ Ассоциации и технических комитетов АНН на 2012 год.

3. Принять к сведению информацию генерального директора АНН об исполнении сметы расходов в 2011 г.

 4. Утвердить смету расходов АНН на 2012 год в размере 7476,6 тыс. руб. с увеличением фонда оплаты труда дирекции АНН на 6 % (в связи с инфляцией). Общее увеличение суммы расходов по сравнению с 2011 годом обосновывается общим повышением тарифных ставок на энергоресурсы, страховых взносов, уровня цен на коммунальные расходы и транспортные услуги.

***************

2. Информация о создании и функционировании технологической платформы «Глубокая переработка углеводородного сырья до 2020 года».

Чернышева Е.А. – руководитель сектора инновационных исследований ОАО «ВНИПИнефть», заместитель зав. кафедрой технологии переработки нефти РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, к.х.н., профессор.

Технологическая платформа «Глубокая переработка углеводородных ресурсов» как инструмент содействия инновационному развитию ТЭК.

Информация о создании и функционировании ТП ГПУР до 2020 г.

Цель Технологической платформы: Обеспечение перехода от сырьевой экономики к инновационному развитию нефтеперерабатывающей, и нефтехимической промышленности.

Основные задачи Технологической платформы ГПУР:

-  содействие научно–технологическому и инновационному развитию технологий, производства катализаторов;

-  объединение усилий представителей бизнеса, науки, государства и гражданского общества, по созданию перспективных коммерческих технологий, новых продуктов и услуг;

-  стимулирование инноваций, расширение научно-производственной кооперации, поддержка научно-технической деятельности и процессов модернизации предприятий;

- разработка стратегической программы исследований, создания технологий и катализаторов;

-  создание перспективного «видения» сектора на долгосрочную перспективу и — проработка концепции перспективных процессов и технологий;

-  выстраивание механизмов научно-производственной кооперации между научными, прикладными, проектными организациями, бизнес-сообществом в сфере создания новых процессов;

-  привлечение источников финансирования;

-  привлечение дополнительных общественных, корпоративных и частных финансовых и материальных ресурсов для проведения необходимых исследований и разработок;

- совершенствование нормативно-правового регулирования в области технологий нефтепереработки, нефтехимического и органического синтеза, консолидация и отстаивание интересов всех заинтересованных членов Партнерства и участников Технологической платформы на всех уровнях и создания механизмов влияния на принятие политико-экономических решений органами государственной власти.

Состав участников Технологической платформы:

Согласно сформированному составу участников ТП, в нее вошли всего — 97 организаций: из них: 29 высших учебных заведений, 24 научно-исследовательских института, 1 опытно-конструкторское бюро, 2 проектных организации, 27 производственных предприятий, 2 иностранные организации,12 иных профильных организаций.

Руководящие органы технологической платформы «Глубокая переработка углеводородных ресурсов»: Председатель Научного Совета ТП Алдошин Сергей Михайлович, академик, директор Института            проблем химической физики РАН.

Бюро ТП:

- Хаджиев Саламбек Наибович, директор Института нефтехимического синтеза им. А.В.Топчиева РАН.
- Пармон Валентин Николаевич, директор Института катализа им. Г.К. Борескова СО РАН.
- Капустин Владимир Михайлович, директор ОАО «ВНИПИнефть» (организация-координатор ТП).
- Гохберг Леонид Маркович, первый проректор Национального исследовательского университета «Высшая школа экономики».

Организация координатор — ОАО «ВНИПИнефть».

Участниками технологической платформы было создано некоммерческое партнерство
«Глубокая переработка углеводородных ресурсов» — «Центр развития технологий глубокой переработки углеводородных ресурсов». Функция – обеспечить взаимодействие организаций участников платформы. Органами управления является наблюдательный совет (выполняет функции стратегического управления) и исполнительная дирекция (руководит текущей деятельностью)

Приоритетные проекты ТП «Глубокая переработка углеводородных ресурсов»

Краткосрочные приоритетные задачи:

- Жидкофазное алкилирование на твердых катализаторах для производства высокооктановых компонентов и алкилароматики.
- Производство моторных топлив класса 5, в том числе зимнего дизельного топлива.
- Переработка тяжелого сырья и остатков, в том числе на наноразмерных и гомогенных катализаторах.
- Глубокий каталитический крекинг в олефины.
- Риформинг с движущимся слоем катализатора, риформинг на ароматику (модернизация процесса экстракционной дистилляции).
-Полиолефины – специальные марки.
- Технологии производства Гексен-1, Октен-1.
- Альтернативные методы производства мономеров для производства синтетического каучука и полимеров, в том числе полиэтилена низкой плотности высокого давления.
- Получение олефинов из метана (природного газа).
- Получение из природного газа аналога газового конденсата.
- Технологии производства кокса различного назначения.
- Производства масел 3-ей группы.
- Технологии получения анилинов.

Созданы пилотные версии дорожных карт по нефтепереработке и нефтехимии.

Приоритетные направления исследований ТП

Министерством энергетики РФ для ТП предложено в качестве первоочередных три направления исследований в рамках выделенных платформой приоритетов (Протокол Минэнерго № 05-94 от 15 декабря 2011г.):

- Технологии использования попутного нефтяного газа;
- Технологии сохранения уровня добычи на месторождениях поздней стадии разработки;
- Технологии повышения качества нефтепродуктов.

Приоритетные межотраслевые технологии:

- технология производства композиционных и полимерных материалов на основе сверхвысокомолекулярного полиэтилена;
- технология каталитического сжигания углеродсодержащих топлив и промышленных отходов;
- промышленная реализация технологий глубокой переработки природного газа с получением легких олефинов;
- создание и освоение нового поколения отечественных процессов глубокой, комплексной и безотходной конверсии тяжелых нефтяных остатков, тяжелых высоковязких нефтей для производства сырья для нефтехимии, моторных топлив и извлечения ценных металлов;
- создание технологии переработки матричной нефти с выделением редкоземельных элементов и получением товарной продукции нефтепереработки, нефтехимии, металлургии, катализаторов и др.
- технология производства коксующей добавки;
- развитие технологии получения полиолефиновых основ синтетических масел;
- разработка процесса и катализаторов получения полиэтилена высокой, средней и низкой плотности;

Комплекс законодательных инициатив, предложенных технологической платформой «Глубокая переработка углеводородных ресурсов»:

1.   Введение в положения о закупках в крупных нефтяных компаниях наличия инноваций как важного критерия при формировании заказа и отборе исполнителя.

2.   Увеличение значимости критерия качества и квалификации при конкурсном отборе исполнителя в рамках конкурсных процедур компаний с госучастием.

3.   Создание фонда поддержки развития отечественных технологий глубокой переработки углеводородных ресурсов. Отчисление компаниями 10% от стоимости контракта по закупке зарубежной технологии, имеющей отечественные аналоги, в том числе прошедшие стадию ОКР.

4.   Предоставление государственных гарантий по контрактам по внедрению передовых российских технологий в компаниях нефтегазового комплекса.

5.   Субсидирование процентных ставок по кредитам, предоставляемым российскими государственными институтами развития и организациями банковского сектора для внедрения отечественных инновационных технологий. Цель – создание условий привлечения заемных средств для российских производителей не хуже, чем у зарубежных конкурентов.

6.   Предоставление налоговой льготы по НДС (100%-е списание) в случае выполнения работы в рамках реализации стратегической программы исследований технологической платформы.

7.   Формирование тематики планов госзакупок профильных ФОИВ (Минэнерго России, Минпромторг России, Минобрнауки России и др.) с учетом предложений технологических платформ.

8.   Господдержка создания центров демонстрационных и пилотных комплексов (для апробации и масштабирования отечественных разработок в области глубокой переработки углеводородных ресурсов).

9.   Поддержка долгосрочного научно-технологического прогнозирования на базе технологических платформ.

10. Учет приоритетов развития технологий глубокой переработки углеводородных ресурсов, выработанных с участием государства и бизнеса в рамках технологической платформы, при распределении базового финансирования научных организаций и грантов на фундаментальные исследования.

11. Разработка критериев степени (уровня) готовности технологии к внедрению в производство.

12. Освобождение от таможенных пошлин и НДС оборудования и материалов, ввозимых на территорию России для проведения исследований и разработок, и не имеющих российских аналогов по потребительским свойствам.

13. Улучшение таможенного администрирования с целью сокращения сроков и упрощения прохождения таможенных процедур для оборудования и материалов, ввозимых на территорию России для проведения исследований и разработок.

14. Стимулирование развития отечественных технологий и производств в области глубокой переработки углеводородных ресурсов за счет регулирования экспортных и импортных тарифов.

15. Государственная поддержка развития инжиниринговых компаний при условии их участия в разработке и внедрении отечественных технологий глубокой переработки углеводородных ресурсов.

16. Отнесение на себестоимость продукции суммы в 250% от величины фактически понесенных затрат на НИОКР, выполненных по приоритетным направлениям техплатформ (обоснование: работы направлены на решение особо важных для развития сектора задач).

17. Работы, выполненные компаниями с госучастием, квалифицируются как НИОКР только при одобрении профильной секции экспертного совета ТП Рабочей группы по развитию

частно-государственного партнерства в инновационной сфере.

18. Связанное кредитование проектов модернизации российских НПЗ (использование опыта мировых лидеров для возвращения рынка).

19. Поддержка развития проектных и инжиниринговых компаний.

20. Участие ГК «Роснанотех» в создании новых и модернизации существующих катализаторных производств.

21. Инфраструктурная поддержка в создании центра независимых испытаний и сертификации с парком опытных установок.

22. Мониторинг состояния индустрии катализаторов, координация мер поддержки, подготовка обновленных версий ДК один раз в 1-2 года.

      О содействие подготовке и повышению квалификации научных и инженерно-технических кадров.

В ноябре 2011 г. по инициативе участников платформы «Глубокая переработка углеводородных ресурсов» в ОАО «ВНИПИнефть» была создана базовая кафедра «Проектирование нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических предприятий». В Московской государственной академии тонкой химической технологии им. М.В.Ломоносова и Учреждением Российской академии наук Институтом нефтехимического синтеза им. А.В.Топчиева РАН в области подготовки кадров и научных исследований создан научно-образовательного центра «МИТХТ – ИНХС РАН» (далее -НОЦ), по направлению «Фундаментальные и технологические основы нефтехимии, органического синтеза и полимеров».

Возможные источники финансирования Технологической платформы (ТП) «Глубокая переработка углеводородных ресурсов»

1)      ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007—2013 годы» (Госзаказчик – Минпромторг).

Раздел «Генерация знаний».

Мероприятия:

1.3. «Наноиндустрия»

Критическая технология «Функциональные материалы» – разработка катализаторов и мембран

«Рациональное природопользование» — глубокая переработка

«Энергосбережение»

Проекты на 2 года, госбюджет – до 22 млн. руб., внебюджет – 30%.

Раздел «Комплексные проекты».

Мероприятия:

2.3. «Наноиндустрия»

«Разработка технологий производства катализаторов и мембран»

2.5. «Рациональное природопользование»

2.6. «Энергосбережение»

Проекты на 2 года, госбюджет – до 200 млн. руб., внебюджет – равен госбюджету.

Мероприятие:

2.7. «Проекты, инициированные бизнесом»

Проекты на 2 года, госбюджет – до 100 млн. руб., внебюджет – равен госбюджету. Производство продукции в 5-ти кратном размере по отношению к госбюджету.

2) ФЦП «Национальная технологическая база», направление «Химические технологии и катализ» (Госзаказчик – Минпромторг).

В работе проект ФЦП на 2013-2017 г.г. В настоящее время программа на 2007-2011 г.г. завершилась.

3) Российский фонд технологического развития (РФТР) (при Минобрнауки). Заявленные средства под 2-3% годовых в размере до 300-500 млн. руб. Ориентирован на обслуживание заявок от ТП.

4) Госпрограмма «Энергоэффективность и развитие энергетики» (направление «Структурная модернизация топливно-энергетического комплекса России»). Порядок формирования и использования средств не определен (отв. Минэнерго).

5) Государственная программа по исследования и разработкам до 2020 года, готовится в настоящее время. Порядок финансирования не определен.

6) Фонд «Сколково» — реализация совместных проектов.

7) Собственные средства участников.

8) Средства, привлеченные по договорам у государственных компаний в рамках координации ПИР и Технологических платформ.

Предложения по формированию основ механизма Функционирования Технологической платформы (ТП) «Глубокая переработка углеводородных ресурсов»

1. Проведение экспертным советом ТП содержательного анализа согласованных Минэнерго РФ Программ инновационного развития (ПИР) (в области переработки углеводородов) компаний ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром», ОАО «Газпромнефть», ОАО «Татнефть» и др.

2. Разработка консолидированных технических заданий и требований к планируемым в составе упомянутых ПИР разработкам технологий глубокой переработки углеводородных ресурсов и их согласование с заинтересованными компаниями.

3. Разработка и согласование с Минэнерго РФ предложений по формированию механизма консолидации целевых (запланированных в ПИР компаний) финансовых ресурсов на выполнение разработок по упомянутым техническим заданиям и требованиям с последующим расходованием консолидированных средств на конкурсной основе и с выбором исполнителей с учетом заключения компаний.

Выводы:

- Данный механизм управления позволит рационально использовать ресурсы добываемого сырья, в первую очередь природного газа и нефтяных остатков
- Технологическая платформа позволит путем координации усилий фундаментальной и прикладной науки, инжиниринговых и машиностроительных компаний, обеспечить выход России на перспективный уровень технологий и оборудования
- Реализация задач технологической платформы позволит изменить сырьевую направленность экономики РФ, обеспечив производство высокотехнологичной продукции и продажу конкурентоспособных на мировом рынке технологий

Решение:

1. Рекомендовать нефтяным компаниям более активно участвовать в формировании тем Технологической платформы, имея в виду включение в нее разработку проектов современных технологических процессов таких как, гидрокрекинг, каталитический риформинг с непрерывной регенерацией катализатора и др.;

2. Учитывая, что Технологическая платформа – это механизм частно-государственного партнерства в области научно-технического и промышленного развития, просить Минэкономразвития России о более активном участии государства в ее реализации, в том числе в вопросе финансирования Технологической платформы.

3. Рекомендовать координатору Технологической платформы ОАО «ВНИПИнефть» включить в состав ее участников Ассоциацию нефтепереработчиков и нефтехимиков.

3. О создании Корпорации нефтепереработчиков и нефтехимиков.

            Справочный материал

              Корпорация впервые создаётся по инициативе Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков (АНН) на добровольной основе в рамках государственно-частного партнёрства, хозяйственных партнёрствах и коммерческих условиях в интересах, с непосредственным участием независимых, средних нефтеперерабатывающих компаний.

Корпорация организуется с целью создания условий независимым, средним нефтеперерабатывающим компаниям для модернизации действующих, строительства новых мощностей, обеспечивающих конкуренцию ВИНК (вертикально-интегрированным нефтяным компаниям) и отвечающим мировому уровню переработки (использования) углеводородного сырья.

В основу деятельности КНН приняты требования Правительства Российской Федерации, определяющие условия и глубину переработки, а также уровень использования углеводородного сырья на отечественных предприятиях.

В соответствии с протоколом совещания у Председателя Правительства Российской Федерации В.В. Путина от 11 июля 2008 г. № ВП-П9-10пр (пункт 10) Минэнерго России поручено совместно с другими федеральными органами исполнительной власти, подготовить и представить в Правительство РФ предложения по мерам, направленным на стимулирование строительства на территории Российской Федерации новых нефте- и газодобывающих и нефтехимических комплексов, в первую очередь, независимых от вертикально-интегрированных компаний, проработав при этом формы возможного участия государства, в том числе в рамках государственно-частного партнёрства. Председатель Правительства РФ Владимир Путин, открывая совещание в Новомосковске в сентябре 2009 года, назвал «государственно-частное партнерство – основой посткризисного развития регионов».

Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 18 февраля 2009г. № 36 определены критерии включения в баланс нефтяного сырья нефтеперерабатывающих заводов и их подключение к системе магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефть» ( рекомендуемый объём планируемой переработки нефти на НПЗ не менее 1 миллиона тонн в год с обеспечением глубины переработки нефти не ниже 75%).

В соответствии с протоколом совещания у заместителя Председателя Правительства Российской Федерации И.И. Сечина от 11 января 2010г. «О состоянии и перспективах развития нефтеперерабатывающей промышленности Российской Федерации» (Протокол

№ ИС-П9-3пр), принято решение о необходимости обеспечения приоритета поставок сырья для переработки на российских НПЗ перед экспортом сырой нефти.

Требования Технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» определяют сроки перехода на Европейские стандарты качества нефтепродуктов.

Протоколом совещания у Председателя Правительства Российской Федерации В.В. Путина от 08.07.2011 в г. Кириши Минэнерго России было дано поручение представить Правительственной Комиссии по ТЭК планы нефтяных компаний по модернизации и строительству нефтеперерабатывающих производств.

Для получения гарантий выполнения этой программы нефтяные компании заключили с Ростехнадзором, ФАС России и Росстандартом 4-х стороннее соглашение, предусматривающее:

- сроки строительства новых установок;

- сроки перехода выработки моторных топлив на классы К3÷К-5.

В случае невыполнения предусмотрены значительные штрафы.

Для контроля над выполнением инвестиционных программ Минэнерго России введена ежемесячная отчётность с последующим анализом о ходе работ.

Для реализации выдвинутых требований Правительства необходима новая форма отношений, объединяющая интересы и возможности решения задач, стоящих перед отраслью.

Только корпоративные отношения между независимыми средними нефтяными компаниями воплотят эти возможности через единое юридическое лицо.

Уже на этапе формирования АНН, как представитель Корпорации, рассматривая ход выполнения 4^х-стороннего соглашения средними нефтеперерабатывающими компаниями, столкнулась с двумя серьёзными проблемами – это переработка мазутов и использование прямогонных бензиновых фракций. Традиционный способ переработки мазута не эффективен и не обеспечивает требований к качеству получаемых продуктов. Перспективные способы переработки нефтяных остатков требуют высоких инвестиционных затрат (до 50%).

Приоритетным направлением государственной политики сегодня является перевод российской экономики на инновационный путь развития с целью повышения ее конкурентоспособности. Основными задачами инновационной политики в РФ являются выпуск наукоемкой продукции и развитие инновационной структуры для эффективной коммерциализации новейших технологий. Особое место экономическому развитию отводится российским регионам.

В развитии инновационной деятельности российских регионов большое значение имеет совершенствование механизма взаимодействия между участниками инновационного процесса, когда работа должна строиться на основе формирования баланса интересов, повышения мотивации и предпринимательской активности предприятий российской экономики. Вместе с тем, неразвитость инновационных процессов в российских регионах обусловлена низким уровнем инновационной культуры в промышленном секторе и отсутствием необходимых инновационных структур. Размещение в регионах современных независимых нефтехимических предприятий, использующих эффективные, наукоёмкие технологии, в значительной степени даст толчок их экономическому развитию. В первую очередь это относится к Южному региону и регионам, удалённым от нефтеперерабатывающих центров, доставка нефтегрузов в которые сопряжены с дополнительными затратами и в которых сложилась криминальная система реализации некачественных топлив. Решению перечисленных проблем может способствовать создаваемая структура, объединяющая государственные интересы в лице регионов с интересами частного бизнеса.

Привлечение государства в качестве партнёра или гаранта для создания новых производств, имеющих большое народно-хозяйственное значение, может осуществляться только на концессионных договорных отношениях. В российской практике не было прецедента создания государством новых капиталоёмких технологий с участием только частного капитала, поэтому Корпорации отводится особая роль партнёра, обеспечивающего выстраивание юридических и финансовых отношений, организацию и обеспечение проведения всех процедур, связанных с исполнением концессионных соглашений.

4^х-сторонние соглашения с Ростехнадзором, ФАС России и Росстандартом заключили в настоящий момент компании средних НПЗ со сроком реализации до 2020г.:

- ООО «Афипский НПЗ», компания ООО «Нефтегазиндустрия»;

- ЗАО «Краснодарэконефть», компания ЗАО «Компания АДАМАС»;

- ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов», компания «Юг Руси»;

- ООО «Ильский НПЗ», ООО «Кубанская нефтегазовая компания»;

- ЗАО «Антипинский НПЗ», Группа компаний «Нефтегазохимические технологии»;

- ООО «Марийский НПЗ», Группа компаний «Марийский НПЗ».

- ООО «Трансбункер-Ванино», Группа компаний «Трансбункер».

С введением с 1 октября 2011г. системы расчёта экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты «60-66-90», которая утверждена постановлением Правительством Российской Федерации от 26.08.2011г. № 716, экономическое положение действующих средних НПЗ не позволяет обеспечить выполнение программы модернизации, определённой 4-х сторонним соглашением. Положение усугубится с доведением экспортной пошлины на мазуты с 01.01.2015г. до уровня нефти.

Предварительный анализ программ модернизации НПЗ показал, что представленные материалы не отвечают требованиям поставленной задачи, носят индивидуальный подход, в большей части, используя технологии, не отвечающие как современному техническому уровню, так и по мощности процессов. Т.е. закладываются решения, проигрывающие по эффективности, стоимости и срокам окупаемости или принятые без предварительных экономических расчётов.

Некоторые компании продолжают наращивать переработку нефти, разгоняя её на прямогонные фракции, несмотря на убыточность или сомнительные финансовые результаты.

Первоочередная задача корпорации состоит в том, чтобы с каждым НПЗ, который испытывает трудности с модернизацией основного производства как в организационном, так в техническом и финансовом плане, войти в хозяйственные (договорные) отношения для совместной разработки инвестиционных Проектов и их внедрения в сроки, определённые 4^х-сторонними соглашениями с Ростехнадзором, ФАС России и Росстандартом.

При этом будет разработан комплекс мер по реализации всего цикла инвестиционной программы и приняты совместные решения по уровню финансирования внедряемых Процессов (лицензия, базовое и рабочее проектирование, оборудование, катализаторы и вспомогательные материалы), а также реализации (СМР, подготовка и пуско-наладка), отвечающие реальной их стоимости. Это позволит значительно сократить сроки внедрения, в разы — инвестиционные затраты. Проекты становятся привлекательными по срокам окупаемости даже с учётом жёстких экономических требований к развивающимся НПЗ.

 Практические шаги формирования и действия Корпорации.

Организационные действия:

- Корпорация формируется в форме ОАО на добровольной основе;

- в состав корпорации входят средние независимые нефтяные компании, научные и проектные учреждения, финансовые структуры, физические лица;

- уставной капитал на 1^ом этапе составит 1миллион рублей с каждого учредителя;

- устанавливаются договорные отношения со средними НПЗ;

- формируется рабочая группа из штатных и привлеченных специалистов для разработки совместно с НПЗ документации на строительство новых и модернизацию действующих производств.

Практические действия:

- анализ действующего НПЗ на соответствие требованиям 4^х-стороннего соглашения;

- разработка схемы завода, отвечающей перспективным конкурентоспособным требованиям внешних и внутреннего рынков нефтепродуктов, а также инвестиционной возможности заказчика;

- анализ научных разработок и практических результатов глубокой переработки углеводородного сырья, выбор направления и схемы производства;

- разработка технико-экономического обоснования нового строительства или модернизации;

- оценка и выбор лицензионного процесса, отвечающего выставленным требованиям;

- выбор проектных организаций, отвечающих повышенным требованиям заказчика к качеству проектной документации и срокам выполнения работ;

- решение задач, связанных с привязкой и расширением НПЗ: поставка сырья, электроэнергии, собственная энергетика, обеспечение свежей водой, очистка и сброс стоков, ж/д и автомобильный транспорт, социальная инфраструктура;

- рассмотрение и решение всего комплекса вопросов, связанных с реализацией плана строительства или модернизации НПЗ, учитывая, что максимальный инвестиционный цикл Проекта не должен превышать 4^х лет.

Коммерческие преимущества Корпорации:

- Корпорация выступает о включении в единый годовой баланс поставок и переработки углеводородного сырья (нефти) в интересах независимых, средних НПЗ;

- при выборе схемы глубокой переработки нефти в зависимости от мощности и места привязки завода, а также инвестиционной возможности учитываются взаимные кооперационные интересы использования прямогонных фракций и полупродуктов;

- решение вопросов, связанных с двойным налогообложением (в первую очередь, уплата акцизов при кооперационной переработке);

- выбор и использование лицензий для нескольких предприятий уменьшает их стоимость;

- разработка общих направлений и требований к процессам первичной переработки нефти, вторичным процессам переработки дистиллятов и тяжёлых остатков нефти значительно сокращает сроки и стоимость проектов;

- совместный подход к оценке стоимости на всех стадиях строительства позволит значительно снизить капитальные затраты и обеспечить возврат инвестиционных средств за период менее 3^х лет после ввода в эксплуатацию.

Обстоятельства, требующие особого внимания.

В настоящее время нефтеперерабатывающие компании, расположенные на территории государств импортирующих нефть, имеют конкурентный минимальный объём первичной переработки 6 млн. тонн в год с развитыми вторичными процессами.

Достичь и сохранить конкурентоспособность российским независимым, средним НПЗ при уровне переработки нефти 3-4 млн. тонн в год возможно при нетрадиционным подходе к выбору технологий и схемы переработки нефти. Использование каталитических процессов переработки тяжёлых остатков является на сегодняшний день самым прогрессивным направлением.

Привлечение государства для содействия во внедрении революционных технологий является решающим условием развития собственного рынка в условиях членства ВТО. Независимые, средние НПЗ являются очень удобными для создания с государством партнёрских отношений на взаимовыгодных условиях.

Технологии и схемы развития действующих и строительства новых

средних независимых нефтеперерабатывающих заводов

Чесновицкий К.Г. – главный специалист АНН

 В современных рыночных условиях НПЗ с мощностью по переработке нефти 1÷5млн. тонн в год смогут конкурировать с мощными нефтяными компаниями, только применяя нетрадиционные в отечественной нефтепереработке технологии и схемы. Расчётный минимальный объём переработки нефти составляет 2,5млн. тонн в год. Мощности 1÷2млн. тонн в год являются пусковыми на период строительства и освоения.

Технологии.

Первичная и вакуумная разгонка нефти должна ориентироваться только на чёткие узкие фракции.

Из действующих средних заводов ни один не соответствует этому требованию. Мало того, некоторые заводы продолжают наращивать только атмосферную разгонку с низким отбором целевых фракций.

Основная колонна (К-2) оборудуется 54-55 тарелками и специальными устройствами ввода сырья и горячей флегмы.

Вторичные процессы. Деасфальтизация гудрона с отбором деасфальтизата 50% в случае вовлечение его в сырьё гидрокрекинга и 67-70% – в случае вовлечения в судовые топлива.

Энергоблок, состоящий из 3-х котлов, работающих на сжигании асфальта и 2-х работающих, 1 резервной паровых турбинах. Выход в сеть желателен, но не обязателен. Очистка дымовых газов рассматривается в каждом конкретном случае.

Дополнительно рассматривается применение чиллеров вместо градирен, т.е. организация оборотного водоснабжения локального для комплекса установок (секций).

Висбрекинг. Используется как вынужденный процесс на этапах строительства или ограничения в выработке электроэнергии (только собственные нужды).

Переработка гудрона. Представлена 5-ю процессами: H-Oil; VCC; Юнифлекс; итальянский и отечественный – на суспензированном катализаторе MoS2. Предпочтение отдаётся процессу на суспензированном катализаторе. Выбор процесса требует детального доизучения. Ни один из перечисленных процессов не способна освоить средняя нефтяная     компания.

Капитальные затраты на комплекс переработки гудрона составят столько же, сколько на строительство завода без комплекса.

Учитывая высокую эффективность, данный процесс может быть внедрён для группы заводов Корпорацией с участием государства.

Переработка вакуумного газойля. Отвечает всем требованиям к качеству продукции, освоению технологии и экономическим показателям – гидрокрекинг. Выбор технологии зависит от мощности   и наличия средств на инвестирование.

Схема ГК «на проток» самая простая и дешёвая, конверсия 72-73%.            Одностадийная схема ГК дорогая, большой объём и вес первого реактора, конверсия 95%.       Двухстадийная схема ГК самая дорогая, конверсия 100%, возможна переработка деасфальтизата.         Возможны и другие комбинации процессов, но есть ограничение            по габаритам и весу реакторов, т.к. заводы расположены вдали от судоходных водоёмов.

Расчётная экономическая целесообразность выбора процесса и его мощность будет конкурентной при кооперации сырьевых потоков заводами. В настоящее время в мировой практике используются мощности ГК (FCC) более 3млн. тонн в год. Заводы предлагают мощности на уровне 0,3млн. тонн в год. Это относится и к другим процессам.

Следует задуматься, может ли конкурировать процесс с выбранной мощностью в 10 раз ниже.

Проектные компании, подтверждающие работу завода при выборе вторичных процессов в разы ниже современных, следует лишать лицензии.

Соизмеряя решения, выбора мощности процесса (комплекса), инвестиционные затраты, конкуренцию на рынках нефтепродуктов, разделение рисков, необходимо уже в начальной стадии строительства определяться с формой взаимоотношений: партнёры или конкуренты, «одиночное плавание» или кооперация по правилам предложенными компаниями и согласованными в рамках Корпорации.

Схемы заводов. Схема завода выстраивается в зависимости от состава сырья, мощности переработки, рынка сбыта, транспортной и жилой инфраструктуры, наличия энергоресурсов (вода, электроэнергия, сброс с очистных сооружений).

Все средние заводы должны иметь собственную энергетику.             Пусковая (переходная) мощность составляет из расчёта 1÷1,5млн. тонн в год по нефти или смеси с газовым конденсатом, с вакуумной разгонкой мазута, глубокой деасфальтизацией гудрона, сжиганием асфальта с выработкой электроэнергии, пара, оборотного водоснабжения с применением чиллеров.

Схемы заводов мощностью по переработке нефти (газового конденсата) 2,5÷5млн. тонн в год рассматриваются и привязываются к конкретным условиям и наличию средств на инвестиции. Формирование 1-го пускового комплекса должно производиться с учётом специфики кредитования российскими банками. Экономический расчёт производится, исходя из реальной стоимости строительства, с учётом этапности и 3-х летних условий кредитования. Инвестиционный период не должен превышать 4-х лет, в случае строительства комплекса глубокой переработки нефти, включающего гидрокрекинг вакуумного газойля и мазута, следует привлекать средства на инвестиции западных банков или использовать возможности Корпорации привлечь на выгодных условиях государственный капитал.

Вопрос переработки сжиженных газов и прямогонного бензина может рассматриваться только в корпоративных условиях хозяйствования, т.к. только ресурс сырья должен составлять более 2млн. тонн в год, а переработка мономеров, бензина пиролиза, смолы пиролиза с выработкой химической продукции, имеющей максимальный экономический эффект должно производится максимально сбалансировано с рынком сбыта в рамках предприятий, входящих с состав Корпорации.

В мировой практике всё химическое производство завязано на концерны и корпорации, а конкурировать на рынке одиночным предприятиям не представляется шансов.

Учитывая стремительный рост конкуренции по всем направлениям переработки углеводородного сырья и сбыта высоколиквидной продукции, только объединение в единый корпоративный интерес управление бизнесом отвечает интересам и доверию инвесторов для получения всеми нашими акционерами максимальной отдачи от своих инвестиций в долгосрочной перспективе.

Решение:

1. Поддержать предложение о создание Корпорации нефтепереработчиков и нефтехимиков.

2. Поддержать кандидатуру на должность генерального директора Корпорации нефтепереработчиков и нефтехимиков Кастерина Владимира Николаевича.

4. О выдвижении кандидатов на присуждение Премии имени А.Н. Косыгина за существенный вклад физических и юридических лиц в экономику России в 2011г.

Докладчик: Рябов В.А. – генеральный директор АНН

Комиссия по присуждению Премии имени А.Н. Косыгина, учрежденная Российским союзом товаропроизводителей для поощрения ученых, специалистов и практиков, внесших существенных вклад в развитие науки, техники и организацию отечественного производства, формирует список соискателей на присуждении Премии за большие достижения в решении проблем развития экономики России в 2011 году.

Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков предлагает включить в список соискателей Премии за большой вклад в развитие науки, техники и организацию отечественного производства в области нефтепереработки и нефтехимии, следующие кандидатуры:

1. Коллектив Института проблем переработки углеводородов Сибирского отделения РАН, г. Омск

2. Коллектив ОАО «Уфанефтехим»

3. Дурова Олега Владимировича – Начальника Главного Управления

по нефтепереработке и нефтехимии ОАО «ЛУКОЙЛ»

РЕШЕНИЕ:

1. Поддержать включение в список соискателей Премии за большой вклад в развитие науки, техники и организацию отечественного производства в области нефтепереработки и нефтехимии, следующие кандидатуры:

- Коллектив Института проблем переработки углеводородов Сибирского отделения РАН, г.   Омск.
- Коллектив ОАО «Уфанефтехим».
- Дурова Олега Владимировича – Начальника Главного Управления по нефтепереработке и нефтехимии ОАО «ЛУКОЙЛ».

2. Руководителям ИППУ СО РАН Лихолобову В.А., ОАО «Уфанефтехим» Николайчуку В.А., руководству ОАО «ЛУКОЙЛ» подготовить представления и материалы на соискателей и направить их в адрес Российского союза товаропроизводителей.

             5. Разное

 Заслушана информация генерального директора ОАО «ВНИПИнефть» В.М. Капустина о предстоящей в мае с.г. знаменательной дате — 100 лет со дня рождения В.С. Федорова, Министра нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР 1965-1985 гг.

В.М. Капустин отметил, что это событие необходимо достойно отметить и предложил образовать Оргкомитет по проведению торжеств, посвященных 100-летию со дня рождения В.С. Федорова. Образованному Оргкомитету разработать план мероприятий по подготовке проведения торжеств.

Генеральный директор    В.А. Рябов
Секретарь       Ю.Н. Горячева

ПРОТОКОЛ № 106
заседания Правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков

г. Москва, 26 октября 2011 г.

ПРИСУТСТВОВАЛИ:

 Члены Правления: Абрашенков П.А. (по поручению Санникова А.Л.), Баженов В.П., Винокуров Б.В., Злотников Л.Е., Зуев С.Ф., Кантышев В.К., Капустин В.М., Ракитский В.М., Рудяк К.Б. (по поручению Иванова И.В.), Рябов В.А., Хурамшин Т.З., Шекера Д.В.

По приглашению: Акопов Е.О. (ЗАО «ФортеИнвест»), Ахметов М.М. (ГУП «ИНХП РБ»), Батыров Н.А. (ГУП «Башгипронефтехим»), Батюня А.Г. (ГК «Трансбункер»), Беков М.И. (ЗАО «Компания АДАМАС»), Данилов А.М. (ОАО «ВНИИ НП»), Емелькина В.А. (ОАО «ВНИИнефтемаш»), Зенюков М.А. (ООО «НЗМП»), Злотников Ю.Л. (Минэнерго России), Кислов С.В. (ГК «Юг Руси»), Кириллов Д.В. (ОАО «СЛАВНЕФТЬ-ЯНОС»), Ключенко Р.А. (ООО «КНГК»), Котов С.В. (ОАО «СвНИИНП»), Ланцов Б.Н. (ООО «Ильский НПЗ»), Лебедев Ю.Н. (ООО «КЕДР-89»), Левинбук М.И. (РГУ нефти и газа им. Губкина), Логинов С.А. (ЗАО «НефтеХимСервис»), Лукович И.Г. (ООО «НК АЛЬЯНС» УК»), Мещеряков С.В. (РГУ нефти и газа им. Губкина), Нахабин А.И. (ООО «Марийский НПЗ»), Немчик Л.Г. (ОАО «ТАТНЕФТЬ»), Нетесанов С.Д. ((ЗАО «Компания АДАМАС»), Остапчик В.Г. (ЗАО «Антипинский НПЗ»), Песцов К.К. (ТПП), Петрушин В.Ю. (ГК «Трансбункер»), Серов И.М. (ОАО «ВНИКТИНефтехимоборудование»), Смирнов Л.П. (ООО МК «РИФИН»), Соболев А.Н. (ООО «Газпром переработка» г. Сургут), Соболев Б.А. (АНН), Стародубцев А.Е. (ОАО «ВНИКТИНефтехимоборудование»), Топорков М.В. (ООО «Енисей», г. Усинск), Филь С.Ю. (ООО «ЭКО ТЭК Групп»), Цветков В.П. (ООО «ЛУКОЙЛ-НижегородНИИнефтепроект»), Чудаков В.М. (ОАО «Газпромнефть-Омский НПЗ»), Шакун А.Н. (ОАО «НПП Нефтехим»), Шахназаров А.Р. (АНН).

 ПОВЕСТКА ДНЯ:

1)     Отчет независимых средних НПЗ (в свете решения вопросов на совещании у Председателя Правительства Российской Федерации В.В. Путина  08.07.2011 в г. Кириши)

 Докладчики:

2)     О мерах по снижению импортозависимости в России в области производства современных высокоэффективных конкурентоспособных присадок к моторным топливам и смазочным маслам

 Докладчики:              

3)     О мерах по повышению экологической безопасности на российских НПЗ

 Докладчики:              

4)     Разное

4.1. О выдвижении на соискание Премии Правительства РФ в области науки и техники в 2011г. работы «Создание и широкомасштабное внедрение российской конкурентоспособной технологии изомеризации и промышленных комплексов «Изомалк» для крупнотоннажного производства автобензинов, соответствующих требованиям европейских стандартов».

 Докладчики:   Рябов В.А.

Шакун А.Н. – Генеральный директор ОАО НПП «Нефтехим»

4.2. О выдвижении кандидатуры для участия в работе V Съезда Российского Союза химиков (26.10.2011г.) Предлагается выдвинуть кандидатуру главного специалиста АНН – Гермаша В.М.

 Докладчик:     Рябов В.А.

 4.3. О приеме в члены Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков ООО «Трансбункер-Ванино»

Докладчик:     Рябов В.А.

 Отчет независимых средних НПЗ

(в свете решения вопросов на совещании у Председателя Правительства
Российской Федерации В.В. Путина  08.07.2011 в г. Кириши)

 1.1.  Злотников Ю.Л. – начальник отдела Департамента
переработки нефти и газа Минэнерго России

 Инвестиционная программа нефтяных компаний в 2008-2010 годах была фактически сорвана. В этот период были введены в эксплуатацию только комплекс каталитического крекинга (НОРСИ), коксовая установка (Уфа) и 3 установки изомеризации (Омск, Сызрань, Ангарск).

Это привело к необходимости скорректировать сроки перехода моторных топлив на экологические классы К-3÷К-5.

Протоколом совещания у Председателя Правительства Российской Федерации В.В. Путина от 08.07.2011 в г. Кириши Минэнерго России было дано поручение представить Комиссии по развитию ТЭК планы нефтяных компаний по модернизации и строительству нефтеперерабатывающих производств.

Минэнерго России обобщило и представило планы нефтяных компаний по пуску и реконструкции 91 установки вторичной переработки нефти в 2011-2015 гг. Это требует инвестировать 569 млрд. руб. в этот период, что позволит обеспечить при выполнении переход крупных заводов на выпуск моторных топлив в соответствии с классом 5.

Для получения гарантий выполнения этой программы нефтяные компании заключили с Ростехнадзором, ФАС России и Росстандартом 4-х стороннее соглашение предусматривающее:

- сроки строительства новых установок;

- сроки перехода выработки моторных топлив на классы К-3÷К-5.

В случае невыполнения соглашений предусмотрены значительные штрафы.

Для контроля над выполнением инвестиционных программ Минэнерго России введена ежемесячная отчетность. Работа по модернизации регулярно обсуждается на совещании в Минэнерго России.

4^х -сторонние соглашения с Ростехнадзором, ФАС России и Росстандартом заключили также и компании средних НПЗ со сроком реализации до 2020г., а именно: ООО «Афипский НПЗ», ЗАО «Краснодарэконефть», ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов»,  ООО «Ильский НПЗ»,  ЗАО «Антипинский НПЗ», ООО «Марийский НПЗ» и др.

Как видно переход на требования Технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» не может быть осуществлен в установленные сроки и этот вопрос требует специального рассмотрения и решения.

Необходимо отметить, что загрузка по первичной переработке нефти в настоящее время составляет порядка 96%, а  загрузка по вторичным процессам намного ниже.

 1.2.  Рябов В.А. – генеральный директор АНН

Решению проблем нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности в настоящее время уделяется большое внимание на всех уровнях государственной власти и нефтяными компаниями.

Большое значение по выполнению планов нефтяных компаний по модернизации НПЗ к 2015 г. имеет заключение нефтяными компаниями  с Ростехнадзором, ФАС России и Росстандартом 4-х сторонних соглашений и контроля их со стороны и Ростехнадзора.

Однако высокие финансовые вложения нефтяных компаний в модернизацию старых морально и физически устаревших производств не делает их конкурентоспособными с передовыми западными фирмами по высокозатратности производственного процесса, энергетического обеспечения, системам управления производством и др., что в конечном итоге негативно сказывается на ценообразовании конечной продукции (очень много физически и морально устаревших процессов и оборудования, которые необходимо выводить из эксплуатации).

К сожалению, нефтяные компании не принимают участие в строительстве новых НПЗ, в т.ч. на основе государственно-частного партнерства. Одна из причин затраты на их строительство в России в разы дороже, чем на западе. С точки зрения бизнеса началось приобретение этими компаниями НПЗ в Европе, а вопросы строительства новых НПЗ в России остались не решенными, что негативно сказывается на таких факторах, как дополнительные рабочие места, прибыль, налоги.

Другие компании построили  6 средних нефтеперерабатывающих заводов, а именно:

- ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов», Компания «Юг Руси»;
- ООО «Ильский НПЗ», ООО «Кубанская нефтегазовая компания»;
- ЗАО «Антипинский НПЗ».  Группа компаний «Нефтегазохимические  технологии»;
- ООО «Марийский НПЗ».     Группа компаний «Марийский НПЗ».
- ЗАО «Трансбункер-Ванино». Группа компаний «Трансбункер».
- ООО «Енисей».

ООО «Афипский НПЗ» (компания ООО «Нефтегазиндустрия») и ЗАО «Краснодарэконефть» (компания ЗАО «Компания АДАМАС») также можно отнести к средним НПЗ

Эти заводы отвечают требованиям Приказа Министерства энергетики Российской Федерации от 18 февраля 2009г. № 36, в котором определены критерии включения в баланс нефтяного сырья нефтеперерабатывающих заводов и их подключения к системам магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефть» (рекомендуемый объем планируемой переработки нефти на НПЗ не менее 1 миллиона тонн в год с обеспечением глубины переработки нефти не ниже 75 %).

Кроме того, в соответствии с протоколом совещания у заместителя Председателя Правительства Российской Федерации И.И. Сечина от 11 января 2010 г. «О состоянии и перспективах развития нефтеперерабатывающей промышленности Российской Федерации» (Протокол № ИС-П9-3пр), принято решение о необходимости обеспечения приоритета поставок сырья для переработки на российских НПЗ перед экспортом сырой нефти.

В заключенных 4-х сторонних соглашениях с компаниями средних НПЗ, к сожалению, создание вторичных процессов заканчивается к 2020г. (т.е. эти заводы не укладываются в установленные сроки, определенные техническим регламентом, по производству нефтепродуктов, отвечающим требованиям по выработки моторных топлив  классов К-3÷К-5.

С введением с 1 октября 2011г. системы расчета экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты «60-66-90», которая утверждена Постановлением Правительства Российской Федерации от 26.08.2011 № 716, необходим экономический расчет эффективности деятельности этих предприятий.

 ООО «Марийский НПЗ»

А.И. Нахабин, советник Председателя Правления

Независимый НПЗ. Расположен в Оршанском районе Республики Марий Эл.

Введен в эксплуатацию в 1998году. Работающих – 415человек.

Мощность переработки–1,4 млн. тонн сырой нефти в год

Продукты: нафта, керосин, печное топливо светлое, вакуумный газойль, судовые виды топлива.

Является одним из крупнейших предприятий Республики, производит почти четверть общего объема промышленной продукции региона.

Сумма налогов и сборов, уплачиваемых НПЗ в бюджеты всех уровней, составляет более 20% всех поступлений по Республике.

 Проект развития ООО «Марийский НПЗ»

Превращение в современный нефтехимический комплекс путем повышения мощности НПЗ с одновременным увеличением глубины переработки и переходом за счет внедрения передовых экологически чистых технологий на выпуск только светлых нефтепродуктов.

Проект реализуется поэтапно

В проектную документацию по состоянию на октябрь 2011 г. вложено свыше € 30млн.

В настоящий момент компания Foster Wheeler Italiana завершила разработку Расширенного Базового Проекта (FEED) первого этапа

 Инвестиционные показатели проекта

 
Конфигурация и технические параметры Проекта развития

Мощность – 4,3 млн. тонн в год.

Глубина переработки – более 90%.

Продукция: бензин Евро V, дизель Евро V, авиационный керосин, продукты нефтехимии (ксилол, бензол, толуол).

Собственная генерация 100 МВт электрической энергии, из них более 50 МВт для поставки в региональную сеть.

ООО «Марийский НПЗ» располагает письмом Минфина России, в котором Министерство сообщает, что готово компенсировать дотациями региону выпадающие доходы от завода.

ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов»

С.В. Кислов, президент ГК «Юг Руси»

ОАО «НЗНП» входит в структуру аграрного холдинга. Аграрный холдинг производит 1 млн. тонн растительного масла, часть которого идет на экспорт. Эти масла можно направлять на вторичные процессы и получать биотопливо, а именно дизельное топливо Евро 6.

ОАО «НЗНП» планирует в 2012г. ввести в действие установку по производству битума мощностью 700 тыс.т./г., что позволит существенно снизить производство мазута и, как следствие, увеличение глубины переработки нефти.

Завод имеет собственный отгрузочный комплекс нефтепродуктов на воду, работающий круглогодично. В Черном море мы имеем 2 накопителя для нафты, печного топлива, мазутов. Эти накопители используются не в полной мере.

Комплекс может грузить на воду 10 млн. тонн в год. Сегодня мы используем около 2,5 млн. т/г. Комплекс располагает современными технологиями разогрева. Разогреваем вагоны горячим продуктом, там нет пара и т.д.

Мы располагаем танкерным флотом, имеем свой грузовой автотранспорт.

Как предложение: Мы можем Ваши нефтепродукты поставлять на экспорт с меньшими затратами, чем есть они у Вас сегодня.

Хотелось также сказать, что нас все время причисляли к малым заводам, то теперь нас назвали средними.

Сегодня мы сделали на октябрь месяц расчет налогов, сколько бы имело государство при разных вариантах поставки продукции на экспорт и на внутренний рынок. Во всех случаях налоговая база оказалась выше, т.е. мы уже доноры.

ЗАО «Антипинский нефтеперерабатывающий завод»

Остапчик В.Г. — Заместитель директора Департамента развития нефтепереработки

 ЗАО «Антипинский НПЗ» располагается в промышленной зоне г. Тюмени на юго-востоке вблизи поселка Антипино. Предприятие входит в состав группы компаний «Нефтегазохимические технологии».

Завод функционирует с 2006 года, его мощность на первом этапе составляла 400 тысяч тонн нефти в год, затем была увеличена до 3,5 миллиона тонн в год.

Производственные мощности:

I технологическая очередь:

Установки: ЭЛОУ-АТ-1, товарно-сырьевой парк 52 000 м³.
Глубина переработки: 55 %-57%.
Первоначальная производительность по сырью: свыше 400 тыс. тонн в год (после перевооружения в 2008 году составила около 800 тыс. тонн в год).

II технологическая очередь (в эксплуатации с мая 2010 г.):

Установки: ЭЛОУ-АТ-2, блок стабилизации бензинов, товарно-сырьевой парк на 120 000 м3 (суммарный объем 172 000 м3).
Глубина переработки: 55-57 %.
Производительность по сырью: 2,75 млн. т в год -2010 год. 3,3 млн. т/г – с 2011 г. (суммарная мощность завода составляет более 3,5 млн. т/г, с 2011- 4,1 млн. т.).

III технологическая очередь:

Задачи III технологической очереди — доведение мощности завода по первичной переработке нефти до 7 млн. тонн в год с максимальной глубиной переработки нефти и выпуск нефтепродуктов качества Евро-5.

Срок начала ввода мощностей III очереди – 2012-15гг.

Выпускаемая продукция:

1) Дизельное топливо следующих марок:
- летнее: Л-0,2-62 (ГОСТ);
- летнее: 0,1 (ЕВРО);
- зимнее;
- арктическое
2) Мазут малосернистый (до 1%) — М40
3) Топливо технологическое экспортное — ТТЭ
4) Бензин газовый стабильный — БГС
5) СПБТ
6) Бутан технический — БТ
7) Нефрас

ООО «Енисей»

Топорков М.В., представитель акционеров

Торжественная церемония пуска в эксплуатацию «Комплекса по подготовке и переработке нефти и газа ООО «Енисей» (далее – «КППН», «Комплекс») состоялась 15 августа 2011 года. Честь открытия завода была представлена Главе РК В.М. Гайзеру, Главе МОГО «Усинск» А.Р. Тяну, Генеральному директору ООО «Енисей» А.А. Липскому.

Строительство завода началось в сентябре 2008 года, 1 июня текущего года были получены первые нефтепродукты, а 10 июня состоялась первая отгрузка нефтепродуктов потребителям.

Общая стоимость проекта – 9181 млн. рублей, создано 334 рабочих мест.

 Краткая характеристика «КППН»

«Комплекс» расположен на двух промышленных площадках, расстояние между которыми составляет 65 км.

Первая площадка расположена в 70 км к северо-западу от г. Усинска Республики Коми, на которой находится установка переработки нефти АТ-1, парк нефтепродуктов, котельная, очистные сооружения, энергоблок, наливные эстакады налива автоцистерн.

Нефть на установку АТ-1 поступает по трубопроводу с действующей установки первичной подготовки нефти; на установке АТ-1 получают: прямогонный бензин, дизельное топливо, мазут, которые с площадки №1 доставляются автомобильным транспортом на площадку №2, которая расположена севернее ж/д станции «Усинск», где проводится паспортизация продукции и отгрузка железнодорожным транспортом потребителю.

 Характеристика основных объектов продукции на площадке №1

1. Установка атмосферной перегонки нефти с узлом электрообессоливания и стабилизации бензина; номинальная производительность по нефти 1 млн. т/год, максимальная – 1,3 млн.т/год;

2.Резервуарный парк для хранения светлых (бензина и дизельного топлива) и темных (мазута) нефтепродуктов объемом 14000 м³, плюс 2 резервуара объемом по 2000 м³ каждый для некондиции светлых и темных нефтепродуктов.

3. Наливная эстакада: мазута – 4 стояка, дизельного топлива – 2 стояка, бензина- 2 стояка.

4. Котельная для получения водяного пара и обогрева объектов Комплекса: производство пара до 32 т/час, 4 котла.

5. Очистные сооружения производственных промливневых и бытовых сточных вод.

6. Факельная установка для аварийных ситуаций и поддержания постоянного технологического режима в аппаратах установки атмосферной перегонки.

7. Газопоршневая электростанция Waukesha работающая на попутном газе, состоящая из двух агрегатов мощностью 2,8 МВт каждая.

 Характеристика основных объектов на площадке №2

1. Резервуарный парк для хранения светлых (бензина и дизельного топлива) и темных (мазута) нефтепродуктов объемом 18000 м³, плюс 2 резервуара объемом по 2000 м³ каждый для некондиции светлых и темных нефтепродуктов.

2. Сливная эстакада светлых нефтепродуктов из автоцистерн на 6 стояка и сливная эстакада для слива мазута на 4 стояка.

3. Наливная эстакада мазута в ж/д цистерны – 13 стояков. Наливная эстакада светлых нефтепродуктов в ж/д цистерны – 15 стояков.

4. Установка рекуперации паров углеводородов.

5. Очистные сооружения производственных, промливневых и бытовых сточных вод.

6. Технологическая станция потребителя, оборудована двумя агрегатами Rolls-Royce мощностью 2,1 МВт каждая и Cummin мощностью 1,6 МВт, топливом является мазут и дизельное топливо.

В.М. Топорков отметил, что частично увеличение налогов на нефтепереработку будет компенсировано добычей собственной нефти, объем добычи которой составляет 1,5 млн. т/г.

 Перспектива развития

Стратегия развития на ближайшую перспективу – увеличение переработки нефти до 3 млн. тонн в год с одновременным углублением.

На следующем этапе проекта – ввод второй очереди Комплекса, запланированный на 2014-2015 годы. Будет произведено дооборудование КППН установкой гидрокрекинга мазута и гидроочисткой дизельного топлива, а так же оборудованием для получения водорода, что позволит расширить ассортимент продукции и производить дизельное топливо, соответствующее по качеству стандартам «Евро-5» и арктическое дизельное топливо, а так же сырье для нефтехимии – серу.

ЗАО «Трансбункер-Ванино»

А.Г. Батюня, заместитель Председателя Правления по производству

Группы Компаний «Трансбункер»

ЗАО «Трансбункер-Ванино» функционирует с 2002г. Он один из немногих заводов, который расположен в припортовой зоне.

Объем переработки нефти по проекту составляет 500 тыс.т./г., фактически в настоящее время он составляет 600 тыс.т./г. Глубина переработки нефти – порядка 55%.

В соответствии с предпроектными проработками развития нефтепереработки принято решение о реализации проекта со следующей структурой нефтеперерабатывающего комплекса:

- блок ЭЛОУ-АТ мощностью 500 тыс. т/г – 1-я очередь;

- блок ЭЛОУ-АТ мощностью 1000 тыс. т/г — 1-я очередь;

- блок компремирования и деэтанизации УВГ — 1-я очередь;

- установка гидроочистки дистиллятов – 2-я очередь;

- блок термического крекинга прямогонного остатка − 2-я очередь.

ООО «Ильский НПЗ»

Ланцов Б.Н., заместитель главного инженера

 В настоящее время производственная мощность завода составляет более 1 млн. тонн в год по переработке нефти.

Дальнейшее развитие завода направлено как на увеличение мощности по переработке нефти, так и на обеспечение глубины переработки с производством товарных нефтепродуктов, соответствующих европейским требованиям согласно принятому техническому регламенту. В связи с этим в настоящее время ведется предпроектная проработка строительства II очереди завода, включающая следующие основные этапы:

- 2011 год – вакуумный блок мощностью 500 тыс. тонн в год по мазуту и установка по производству битумов мощностью 250 тыс. тонн в год;

- 2012-2013 годы – установка ЭЛОУ-АВТ мощностью 1500 тыс. тонн в год;

- 2012-2013 годы – комбинированная установка производства товарных автомобильных бензинов, соответствующих классу 4 технического регламента, мощностью 800 тыс. тонн в год.

На период 2012-2015 годы планируется проектирование и строительство установки гидрокрекинга вакуумного газойля мощностью 700 тыс. тонн в год, установки гидроочистки дизельного топлива мощностью 800 тыс. тонн в год, установки по производству водорода и установки очистки газов и производству серы, что позволит увеличить глубину переработки нефти до 85-90%.

В 2010 году объем переработки нефти составил 800 тыс. тонн.

С учетом изложенного, а также с введением с 1 октября 2011г. системы расчета экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты «60-66-90» Правление приняло РЕШЕНИЕ:

1. Проработать вопрос о реализации нефтепродуктов с указанных предприятий преимущественно на внутреннем рынке.

2. С целью сокращения выпуска мазута предусмотреть в планах развития предприятий первоочередное строительство установок по производству битума к 2012-2013 гг. (Планами развития народного хозяйства России предусмотрено увеличение дорожного строительства в 2 раза).

3. Увеличить выпуск печного топлива светлого, нефтяных растворителей, в т.ч. нефрасов, как для внутреннего потребления, так на экспорт (стоимость растворителей значительно выше стоимости бензинов).

4. Просить Минэнерго России и нефтяные компании предусмотреть возможность кооперации средних НПЗ с передовыми НПЗ нефтяных компаний России по типу западных компаний, имея в виду поставки на НПЗ нефтяных компаний полуфабрикатов в виде прямогонного бензина, дизельного топлива, прямогонного мазута и др. с последующей выработкой нефтепродуктов, отвечающих требованиям классов К-3÷К-5

5. Рассмотреть возможность выпуск другой продукции, имеющей потребность как внутри страны, так и за рубежом.

6. Рассмотреть вопрос беспошлинной торговли нефтепродуктами, полуфабрикатами и прямогонным мазутом, произведенных на средних НПЗ России, в рамках Таможенного Союза (Россия, Белоруссия, Казахстан).

7. Указанным компаниям средних предприятий предоставить в кратчайшие сроки в Департамент переработки нефти и газа Минэнерго России и в Ассоциацию предложения по недопущению банкротства этих предприятий, в т.ч. вопросы, требующие решения директивных органов (работающее предприятие имеет финансовые возможности по его модернизации и развитию).

8. Обратить особое внимание на первоочередное развитие средних предприятий Юга России в связи с выводом из оборота мощностей по первичной переработке нефти в объеме 20 млн.т./г  (бывших грозненских нефтеперерабатывающих заводов).

9. Просить Минэнерго России в системе расчетов экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты «60-66-90»,  экспортную пошлину в размере 90% касающуюся только автомобильных бензинов использовать только в летний период (2 и 3 кварталы).

10. Рекомендовать ЗАО «Антипинский НПЗ», ООО «Марийский НПЗ», ЗАО «Трансбункер-Ванино», ООО «Енисей»  с целью более оперативного и тесного сотрудничества с  Ассоциацией нефтепереработчиков и нефтехимиков рассмотреть возможность вступления в состав его членов.

В целях решения указанных проблем создать оперативный штаб в составе:

В.А. Рябов – генеральный директор Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков;

Ю.Л. Злотников – начальник отдела переработки нефти Департамента по переработке нефти и газа Минэнерго России;

Б.В. Винокуров — генеральный директор ОАО «ВНИИ НП»;

М.И. Левинбук – профессор кафедры РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;

Представители средних НПЗ.

Оперативному штабу на ближайшем заседании рассмотреть вопросы дальнейшей координации работы средних НПЗ, в т.ч. и на основе государственно-частного партнерства.

По вопросам требующих решений вышестоящих организаций следует обращаться в Минэнерго России и Правительство Российской Федерации.

 2.1.Актуальные задачи отрасли производства смазочных масел и присадок к ним

Соболев Б.А., главный специалист АНН

В период 2000-2010гг. выработка смазочных масел осуществлялась стабильно в объеме 2400 – 2600 тыс. тонн в год, в том числе НК «ЛУКОЙЛ» — 1230 тыс. тонн, ГАЗПРОМНЕФТЬ – 256 тыс. тонн, РОСНЕФТЬ – 466 тыс. тонн, СЛАВНЕФТЬ – 220 тыс. тонн, ТНК-ВР – 170 тыс. тонн, БАШНЕФТЬ – 170 тыс. тонн, РУССНЕФТЬ – 62 тыс. тонн.

Сложился следующий рынок товарных масел России:

Производство                                    – 2560 тыс. тонн

Импорт                                  – 401 тыс. тонн

Экспорт                                 – 1330 тыс. тонн

Внутренняя потребность      – 1631 тыс. тонн

Т.е. внутренняя потребность России в смазочных маслах значительно меньше производства.

Качество вырабатываемых базовых масел в соответствии с общепринятой классификацией API, структура производимых масел в РФ составляет: I группа – 97,4%; II группа – 0,0%; III группа – 2,4%; IV группа – 0,2%

Т.е. 97,4% масел соответствует I^ой, самой низкокачественной группе, пригодных только для производства устаревших видов товарных масел. Для производства современных высокофорсированных, топливосберегающих, долгоработающих всесезонных моторных масел и масел для современной техники и оборудования необходимо использовать базовые масла II, III, IV и V групп.

Масла I группы производятся по технологии 1950-х годов очисткой сырья селективными растворителями. В Волгограде и Ангарске вырабатываются 60 тыс. т масел III группы.

В ПО «Нижнекамскнефтехим» вырабатывается 2-3 тыс. тонн масел IV группы – полиальфаолефиновые масла, что составляет 10% потребности.

Произошли негативные изменения, связанные с низким качеством вырабатываемых масел; их невостребованностью:

-  выработка легированных масел сократилась с 1500 до 900 тыс. тонн;

-  сокращена выработка моторных масел со 1100 до 600 тыс. тонн;

-  увеличено производство базовых бесприсадочных товарных масел с 900 до 1600 тыс. тонн.

Товарные масла. Из базовых масел I группы вырабатываются моторные масла класса Евро-0, Евро-1, Евро-2 и частично Евро-3.

Для высокофорсированных двигателей Евро-4, Евро-5 – товарные масла производятся из импортных базовых масел III и IV групп и присадок, а в основном, эти масла импортируются. Объем импорта – 225-400 тыс. тонн, в т.ч. моторных. Качество других видов масел также не соответствует современным требованиям техники, за исключением трансформаторных масел.

Импорт и Экспорт смазочных масел (по данным ООО «ИнфоТЭК-Консалт»). Импорт смазочных масел ежегодно растет, в 2010г. он достиг 400 тыс. т – 25% потребности РФ в маслах, в т.ч. около 90% премиальных моторных.

Экспорт также увеличивается. В 2010г. экспортировано 1361 тыс. т масел. В экспорте превалируют нелегированные, дешевые, «сырьевые» масла, в импорте – дорогостоящие легированные, премиальные товарные масла для эксплуатации современной зарубежной техники и оборудования. Т.е. существует проблема – высокая зависимость российского рынка масел от импорта.

Перспективы производства базовых масел. Актуальные задачи производства масел. ВИНКами разработаны проекты модернизации маслоблоков до 2020 года. Предусматриваются освоение современных высокоэффективных, апробированных мировой практикой современных гидропроцессов (гидроочистка, гидроконверсия, гидрокрекинг, гидроизодепарафинизация).

Базовые масла III группы по API предусмотрено вырабатывать из неконвертированного остатка топливного гидрокрекинга: в НГК «Славнефть», в ОАО «ЛУКОЙЛ» (Волгоград), ОАО «НК «Роснефть» (Новокуйбышевск) и ОАО «Газпромнефть». В ОАО «Танеко» строится блок гидрокрекинга вакуумного газойля, гидроизомеризации и гидрофинишинга для выработки масел II и III групп, ввод в 2014 г.

Базовые масла 2 группы планируется производить гидроконверсией рафинатов селективной очистки в Перми, Ангарске, Новокуйбышевске.

Для производства масел IV группы необходимо в ОАО «Нижнекамскнефтехим» реконструировать мощность и обеспечить производство 10 тыс. тонн ПАОМ ежегодно.

В ходе модернизации мощности по производству базовых масел составят: I группы – 1361 тыс. т (42,9%); II группы – 1200 тыс. т (37,8%); III группы        – 601 тыс. т (18,9%); IV группы – 10 тыс. т (0,4%)

Проблема полного импортозамещения масел будет решена при модернизации производств присадок. Решений по производству в РФ присадок для производства премиальных масел (например, моторных соответствующих Евро – 4,5 и перспективно – Евро – 6) нет.

Присадки. За десятилетие выработка присадок сократилась с 80 до 30 тыс. тонн, излишние мощности в объеме 230 тыс. т ликвидированы. Качество производимых присадок не соответствует требованиям для выработки современных масел, 30% потребляемых присадок импортируется, а в производстве премиальных масел все 100% присадок импортные. Потребление присадок в РФ составляет 50-55 тыс. тонн, с учетом замещения присадок в импортируемых маслах 80-90 тыс. т.

В объеме импортируемых масел в РФ содержится 25-30 тыс. т присадок, т.е. ежегодная потребность в присадках оценивается в объеме 80-90 тыс. т при полном импортозамещении.

ООО «ЛЛК-Интернешнл», ОАО «НК «Роснефть» и НПО «Квалитет» интенсивно разрабатывают современные типы присадок, однако, результаты тормозятся отсутствием в стране испытательного центра, оснащенного современным тестирующим оборудованием и методами испытаний. Производство присадок испытывает дефицит сырья и реагентов высокого качества: пятисернистого фосфора, алкилбензола, спиртов С₇–С₁₂ и С₁₂–С₁₈, олигомеров этилена, метилметакрилата и др.

2.2.О мерах по снижению импортозависимости в России в области производства

современных эффективных конкурентоспособных присадок к моторным топливам

А.М. Данилов, заместитель генерального директора ОАО «ВНИИ НП»

 Для производства топлив современного уровня качества необходимы противоизносные, депрессорно-диспергирующие и моющие присадки, а также промоторы воспламенения. Практически все они в настоящее время завозятся из-за рубежа. Учитывая, что производство стратегически важного продукта, каким является топливо, не может зависеть от импортных поставок, отечественные специалисты при поддержке отдельных заводов предприняли разработку отечественных присадок этого назначения.

Так, были разработаны противоизносные присадки Байкат (разработчик ВНИИ НП, производитель — Ангарский завод катализаторов и органического синтеза) и Комплексал-ЭКО Д (производится Новокуйбышевским заводом масел и присадок по лицензии разработчика – ООО «Пластнефтехим», прежнее название «Каскад-5»). Обе присадки защищены патентами России. Суммарный объём выработки этих присадок составляет около 1 тыс. т/год при постоянном росте. Обе присадки в 2010 году были испытаны в независимой германской лаборатории APL (Automobil-Prüftechnik Landau GmbH) и получили положительное заключение. Это можно рассматривать как один из шагов к международному признанию данных присадок.

Федеральное казённое предприятие «Завод им. Я.М.Свердлова» ввёл в строй установку по производству промотора воспламенения Ока на основе 2-этилгексилнитрата. Мощность установки – 3 тыс., т/год при возможности увеличения производства в несколько раз.

Ангарский завод катализаторов и органического синтеза по оригинальной технологии ВНИИ НП освоил производство депрессорных присадок ВЭС-408 для мазутов и ВЭС-410 Д для дизельных топлив. Присадки производятся в небольшом количестве при суммарной производительности установки в 360 т/год.

ОАО «ИвХимПром» выпускает моющую присадку Каскад-5 по технологии ООО «Пластнефтехим». Она используется Московским НПЗ, который в 2010 году выработал 2 млн. т бензинов АИ-92 и АИ-95 с этой присадкой. Разработка присадок этого типа, необходимых для выработки «брендовых топлив» сдерживается отсутствием испытательной базы: необходимы современные стенды с бензиновыми двигателями прямого впрыска и рамповыми дизельными двигателями.

Котов С.В., заместитель генерального директора ОАО «СвНИИНП»

 ОАО «СвНИИНП» разработана противоизносная присадка для малосернистых дизельных топлив, альтернативная лесохимическому сырью – ЖКНТ (на основе кислот таллового масла). Нефтехимическое сырье производится на ООО «Новокуйбышевский завод масел и присадок». Присадка прошла апробацию в независимой лаборатории APL (Германия). Также в ООО «НЗМП» разработана моющая присадка к автомобильным бензинам на базе алкилфенолов. Проведены моторные испытания в ОАО «ВНИИ НП» с положительным результатом.

РЕШЕНИЕ:

В части производства смазочных масел и присадок к ним:

1. Рекомендовать нефтяным компаниям реализовать до 2020г. программу модернизации производств масел, включающую строительство мощностей гидропроцессов.

2. ПО «Нижнекамскнефтехим» реконструировать в 2012-2014гг. производство ПАОМ с доведением мощности до проектной – 10 тыс. т/год.

3. Просить ОАО «НАМИ-ХИМ», ОАО «ВНИИНП», ФАУ 25 ГосНИИ Химмотологии Минобороны России и нефтяным компаниям подготовить обосновывающие материалы в Минэнерго РФ о необходимости строительства российского испытательного центра по оценке свойств ГСМ, аккредитованного и интегрированного в западные системы сертификации ГСМ по международным стандартам. Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков проконтролировать подготовку материала.

4. Рекомендовать ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Газпром нефть» в планах модернизации предприятий предусмотреть программы развития действующих и строительства новых мощностей по производству присадок с привлечением передовых технологий ведущих нефтехимических компаний, включая создание совместного предприятия.

Просить Минэнерго РФ рассмотреть вопрос организации выработки необходимых реагентов и сырья для производства присадок: пятисернистого фосфора, алкилбензола, спиртов С₇–С₁₂ и С₁₂–С₁₈, олигомеров этилена, метилметакрилата и др.

В части производства присадок к моторным топливам:

1. Рекомендовать заводам ВИНК и независимым НПЗ изучить опыт использования отечественных присадок к топливам;

2. Совершенствовать технологии уже разработанных присадок с целью расширения сырьевой базы и повышения их конкурентоспособности (особенно – депрессоров);

3. С целью разработки нового поколения моющих присадок к бензинам и дизельным топливам решить вопрос с испытательной базой путём приобретения стендов с современными двигателями.

3.      О мерах по повышению экологической безопасности на российских НПЗ

 3.1. Охрана окружающей среды на ОАО «СЛАВНЕФТЬ-ЯНОС»
Кириллов Д.В., Заместитель главного инженера по охране природы и технике безопасности

 Мощность предприятия – 15,2 млн. тонн в год

Фактически переработано в 2010 г – 14,3 млн. тонн

Глубина переработки – 65,46 %

Цели ОАО «Славнефть-ЯНОС» в области экологии:

- Постоянно снижать негативное воздействие производственных процессов предприятия на окружающую среду;
- Обеспечивать подготовку персонала по вопросам экологической безопасности через обучение и информирование;
- Обеспечивать соблюдение работниками предприятия и подрядными организациями правил экологической безопасности;

Выпуск экологически чистых топлив:

С 2005 г. завод первым из отечественных НПЗ освоил выпуск автомобильного бензина «Премиум Евро-95» и дизельного топлива с содержанием серы 50 ррm.

В 2006 г. начат выпуск дизельного топлива по ЕН 590 с ультранизким содержанием серы 10 ррm (уровень Евро-5).

В 2010 году произведено:

Ввод в эксплуатацию объектов природоохранного назначения:

 Комплекс резервуаров и сооружений для хранения сырой нефти

Ввод в эксплуатацию – 2006 г.

Вместимость – 140 тыс. м³

Эффективность понтонов – 99 %

Снижение выбросов в атмосферу – 1908 тонн в год

 Станция налива ароматических углеводородов в железнодорожные цистерны

(бензол, толуол, ФАВ У, бензин Супер Евро-98)

Ввод в эксплуатацию – 2007 г.

Мощность – 159 тыс. тонн в год

Эффективность улавливания паров углеводородов – 98 %

Снижение выбросов в атмосферу – 13,7 тонн в год

Стоимость объекта – 128 млн. рублей

Система налива темных нефтепродуктов в автотранспорт (битумов, мазута и масел)

Ввод в эксплуатацию – 2008г.

Мощность – 3355 тонн в сутки

Стоимость объекта – 578,3 млн. рублей

 Станция глубокой доочистки сточных вод на сбросном канале

Ввод в эксплуатацию – 2008г.

Мощность — 40 тыс. м³ в сутки

Стоимость объекта – 102,5 млн. рублей

Валовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу сократились в 2010г. по сравнению с 2006г. с 25603,588 т до 24363,981 т.

Основные направления деятельности по охране окружающей среды на период до 2015 года.

Выполнение мероприятий по снижению воздействия предприятия на окружающую среду:

-  оснащение высокоэффективными понтонами 55 резервуаров нефти и нефтепродуктов;

-  строительство установки по переработке нефтешламов;

-  продолжение работ по озеленению и благоустройству территории санитарно-защитной зоны;

-  проведение реконструкции предприятия с целью увеличения выпуска экологически чистых топлив.

За период с 2006г. по 2010г. затраты предприятия на выполнение природоохранных мероприятий составили более 1,4 млрд. рублей.

3.2. Охрана окружающей среды на ОАО «Газпромнефть–ОНПЗ»

Чудаков В.М., Начальник отдела охраны окружающей среды

            В политике в области качества, экологии, охраны труда и промышленной безопасности, утвержденной приказом от 29.09.2010 года «Газпромнефть–ОНПЗ» руководство ОАО «Газпромнефть–ОНПЗ» принимает на себя обязательства:

-внедрять и использовать наилучшие существующие методы и технологии производства, применяя малоотходные и ресурсосберегающие технологии, стремясь обеспечить рациональное и эффективное использование природных ресурсов, своевременное предотвращение аварий, аварийных ситуаций, возможных ухудшений профессионального здоровья, травматизма, а также загрязнения окружающей среды, обеспечивая при этом качество выпускаемых нефтепродуктов.

-постоянно улучшать окружающую среду путем систематического снижения отрицательного воздействия на нее всех аспектов деятельности Общества, где это практически достижимо.

Основными путями снижения негативного влияния предприятия на окружающую природную среду являются:

- строительство современных технологических установок с передовой технологией с одновременным выводом из эксплуатации морально и физически устаревших установок;

- совершенствование существующих технологических процессов;

- внедрение новых технологических процессов по очистке газовых выбросов и промышленных стоков, утилизации промышленных отходов;

- производство нефтепродуктов с улучшенными экологическими свойствами.

Динамика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на ОАО «Газпромнефть –ОНПЗ» с 2005 по 2010 гг.

Ежегодное снижение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух – это результат выполнения технических и организационных мероприятий. С 2005 по 2010 годы на выполнение природоохранных мероприятий направляется от 180 до 200 млн. руб. ежегодно:

-ведена в эксплуатацию секция газоочистки и газораспределения С-100 на установке 43-103

-введена в эксплуатацию установка АУТН-2–установка автоматического герметичного налива нефтепродуктов в вагоны-цистерны;

-проведена замена горелочных устройств на печах технологических установок: ФСБ, АВТ-10, 21-10/3М, АВТ-6, АВТ-7, АВТ-8, 43-103, 35-11-600;

-проведена реконструкция установки АТ-9, позволяющая снизить выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух;

- разработана двухлетняя программа по оборудованию резервуаров алюминиевыми понтонам «Ультрафлоут»;

- построена и сдана в эксплуатацию установка «Изомалк-2» мощностью 0,8 млн. тонн в год, которая позволяет получать компоненты бензинов, соответствующие по качеству «Евро-4», «Евро-5»;

- заканчивается строительство установок гидроочисток бензинов каталитического крекинга и дизельного топлива, позволяющих получать продукцию, соответствующую по качеству требованиям нормативов «Евро-4», «Евро-5».

 3.3.Охрана окружающей среды на ОАО «Хабаровский НПЗ»

Лукович И.Г., заместитель начальника Управления охраны окружающей среды, промышленной безопасности и охраны труда

             Хабаровский НПЗ начал свою работу в 1935 году. К настоящему времени проектная мощность завода 4,5 млн. тонн по сырью. Перерабатывается около 3 млн. тонн в год. Глубина переработки около 62 %.

Завод под управлением Нефтяной Компании «Альянс» постоянно уменьшает удельное воздействие на окружающую среду. Среди основных за последние годы природоохранных мероприятий можно назвать:

- замена устаревших резервуаров на современные, оборудованные понтонами «Ультрафлоут», которые обеспечивают 99% герметизации поверхности испарения нефти в атмосферу;

- реконструкция парокотельной;

- внедрение установки «Flottweg» переработки нефтешламов;

- строительство эстакады налива светлых нефтепродуктов с герметичным наливом в вагоны-цистерны;

- строительство эстакады налива темных нефтепродуктов с закрытым наливом мазута;

- реконструкция очистных сооружений с заменой флотаторов на закрытые и покрытие нефтеотделителей крышами;

- замена форсунок на технологической печи П-4 установки №2 ЭЛОУ-АВТ;

- дооборудование котельной для использование природного газа.

Итогом целенаправленной экологической политики можно назвать следующие мероприятия:

- на 38-ой Генеральной Сессии Тихоокеанского экономического Совета (ТЭС), состоявшейся в Гонконге в июне 2005 года, деятельность Хабаровского нефтеперерабатывающего завод в области охраны окружающей среды была признана одной из лучших в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Завод занял 4 место среди предприятий региона.

- в мае текущего года Постановлением главного санитарного врача России заводу установлена санитарно-защитная зона с границей, совпадающей с границей ближайшей к заводу жилой застройкой.

В настоящее время завод реконструируется. В процессе реконструкции строятся комплекс гидрогеннизационных процессов, комплекс вибсрекинга, увеличивается мощность реформинга. В результате реконструкции значительно уменьшится нагрузка на окружающую среду завода:

- выбросы диоксида серы в Дальневосточном регионе от использования продукции Хабаровского НПЗ сократятся более чем на 25 тысяч тонн в год;

- валовый выброс загрязняющих веществ в атмосферу от Хабаровского НПЗ сократится по сравнению с современной ситуацией на 46% и составит около 2147 тонн в год. При этом резко (примерно на 1350 тонн/год) сократится выброс диоксида серы, на более чем 500 тонн/год — углеводородов С1-С5.

- резко сократится объем забора Хабаровским НПЗ воды из реки Амур и объем отведения предварительно очищенных сточных вод предприятия на Муниципальные очистные сооружения г Хабаровска;

- содержание химических веществ в предварительно очищенных сточных водах Хабаровского НПЗ будет соответствовать нормативам, установленным на приемку сточных вод на Муниципальные очистные сооружения;

- производство продукции высших экологических классов, которая будет полностью соответствовать принятым в РФ в феврале 2008 года Техническим регламентам на нее.

РЕШЕНИЕ:

1. Принять к сведению заявления руководителей НПЗ, что все намеченные мероприятия по охране окружающей среды при модернизации предприятий будут выполнены в установленные сроки.

2. Комитету по охране природы АНН (Председатель – С.В. Мещеряков) установить контроль над выполнением указанных мероприятий.

3. Принять к сведению информацию о создании при Торгово-Промышленной Палате РФ Автономной Некоммерческой Организации «Международный Центр Содействия Развитию Предприятий по Переработке Нефтешламов» (АНО «МЦ РППНШ»).

 4. Разное

4.1. О выдвижении на соискание Премии Правительства РФ в области науки и техники в 2011г. работы «Создание и широкомасштабное внедрение российской конкурентоспособной технологии изомеризации и промышленных комплексов «Изомалк» для крупнотоннажного производства автобензинов, соответствующих требованиям европейских стандартов».

 Докладчики:   Рябов В.А.

Шакун А.Н. – Генеральный директор ОАО НПП «Нефтехим»

Голосовали члены Правления и лица их замещающие (списком):

«За» — 12

«Против» — нет

«Воздержались» — нет

 РЕШЕНИЕ:

Выдвинуть на соискание Премии Правительства РФ в области науки и техники в 2011г. работу «Создание и широкомасштабное внедрение российской конкурентоспособной технологии изомеризации и промышленных комплексов «Изомалк» для крупнотоннажного производства автобензинов, соответствующих требованиям европейских стандартов».

4.2. О выдвижении кандидатуры для участия в работе V Съезда Российского Союза химиков (26.10.2011г.) Предлагается выдвинуть кандидатуру главного специалиста АНН – Гермаша В.М.

 Докладчик:     Рябов В.А.

Голосовали члены Правления и лица их замещающие (списком):

«За» — 12

«Против» — нет

«Воздержались» — нет

 РЕШЕНИЕ:

Выдвинуть Гермаша В.М. для участия в работе V Съезда Российского Союза химиков (26.10.2011г.)

 4.3. О приеме в члены Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков ООО «Трансбункер-Ванино»

В Дирекцию Ассоциации поступило заявление генерального директора ООО «Трансбункер-Ванино» Михальчук Ю.В. (Исх.№ 44 от 1.10.2011г.) с просьбой принять ООО «Трансбункер-Ванино» в члены Ассоциации.

Генеральный директор АНН Рябов В.А. вкратце изложил информацию об основных направлениях деятельности ООО «Трансбункер-Ванино» и готовности дальнейшего взаимного сотрудничества.

Предложено принять ООО «Трансбункер-Ванино» в члены Ассоциации.

 Голосовали члены Правления и лица их замещающие (списком):

«За» — 12

«Против» — нет

«Воздержались» — нет

 РЕШЕНИЕ:

Принять ООО «Трансбункер-Ванино» в члены Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков.

Генеральный директор: В.А. Рябов
Секретарь: Ю.Н. Горячева

ПРОТОКОЛ № 105
заседания Правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков

г. Москва,  21 сентября 2011г.

ПРИСУТСТВОВАЛИ:

Члены Правления: Абрашенков П.А. (по поручению Санникова А.Л.), Баженов В.П., Винокуров Б.В., Галкин В.В.(по поручению Егизарьяна А.М.), Злотников Л.Е., Канделаки Т.Л., Кантышев В.К., Крылов В.В., Лупанов Н.В. (по поручению Шекеры Д.В.), Ракитский В.М., Рябов В.А., Хурамшин Т.З.

По приглашению: Акопов Е.О. (ЗАО «ФортеИнвест»), Батюня А.Г. (ГК «Трансбункер»), Гермаш В.М. (АНН), Злотников Ю.Л. (Минэнерго России), Коптев П.П. (ЗАО «ПРИЗ»), Котов С.А. (ОАО «НГК «Славнефть»), Лавренов А.В. (ИППУ СО РАН), Лебедев Ю.Н. (ОАО «НПК «Кедр-89»), Лисовиченко Г.А. (ЗАО «Антипинский НПЗ»), Новодран И.Н. (ЗАО «ПМП»), Носков А.С. (ИК СО РАН), Пармон В.Н. (ИК СО РАН), Персиянцев Г.В. (ООО МК «РИФИН»), Петрушин В.Ю. (ГК «Трансбункер»), Соболев А.Н. (ООО «Газпром переработка» г. Сургут), Соболев Б.А. (АНН), Шакун А.Н. (ОАО НПП «Нефтехим»), Шахназаров А.Р. (АНН), Шелудяков С.В. (ОАО «ЛУКОЙЛ-НижегородНИИнефтепроект»), Ячный А.И. (ОАО «ВолгаНИПИТЭК»).

 ПОВЕСТКА ДНЯ:

1. О комплексном подходе развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности в свете принятых решений на совещании Председателя Правительства РФ В.В. Путина в г. Кириши 8.07.2011г.

Докладчики:  Злотников Ю.Л. – начальник отдела Департамента переработки нефти и газа Минэнерго России;

В.А.Рябов – Генеральный директор Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков

 2. О ходе выполнения решения Правления АНН от 27 апреля 2011г. (Протокол № 103) о разработке проекта технического регламента «О безопасности нефтеперерабатывающих, нефтегазохимических и газоперерабатывающих комплексов»

Информация Минэнерго России

3. Об энергообеспечении и энергосбережении НПЗ

Информация ООО «МК «РИФИН»

4.  О приеме в члены Ассоциации:

4.1.  ОАО «ТАНЕКО»

4.2.  РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

4.3.  ЗАО «ФортеИнвест»

Докладчик: Рябов В.А. — Генеральный директор АНН

 5. Об избрании членов Правления АНН (по согласованию)

-  Зубер Виталий Игоревич – директор Департамента переработки ОАО «ТНК-ВР»;

-  Иванов Игорь Владимирович – директор Департамента развития нефтепереработки ОАО «НК «Роснефть»;

-  Канделаки Тамара Левановна – генеральный директор ООО «ИнфоТЭК-Консалт»

Докладчик: Рябов В.А. - Генеральный директор АНН

 6.  Разное

I. О комплексном подходе развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности в свете принятых решений на совещании Председателя Правительства РФ В.В. Путина в г. Кириши 8.07.2011г.

1.1. Злотников Ю.Л. – начальник отдела Департамента переработки нефти и газа Минэнерго России

Инвестиционная программа нефтяных компаний в 2008-2010 годах была фактически сорвана. В этот период были введены в эксплуатацию только комплекс каталитического крекинга на НОРСИ, коксовая установка (Уфа) и 3 установки изомеризации (Омск, Сызрань, Ангарск).

Это привело к необходимости скорректировать сроки перехода моторных топлив на экологические классы К-3÷К-5.

Протоколом совещания у Председателя Правительства Российской Федерации В.В. Путина от 08.07.2011 в г. Кириши Минэнерго России было дано поручение представить Комиссии по развитию ТЭК планы нефтяных компаний по модернизации нефтеперерабатывающих производств.

Минэнерго России обобщило и представило планы нефтяных компаний по пуску и реконструкции 91 установки вторичной переработки нефти в 2011-2015 гг. Это требует инвестировать 569 млрд. руб. в этот период, что позволит обеспечить при выполнении переход крупных заводов на выпуск моторных топлив в соответствии с классом 5.

Для получения гарантий выполнения этой программы нефтяные компании заключили с Ростехнадзором, ФАС России и Росстандартом 4-х стороннее соглашение предусматривающее:

- сроки строительства новых установок;

- сроки перехода выработки моторных топлив на классы К-3÷К-5.

В случае невыполнения соглашений предусмотрены значительные штрафы.

Для контроля над выполнением инвестиционных программ Минэнерго России введена ежемесячная отчетность. Работа по модернизации регулярно обсуждается на совещании в Минэнерго России.

 1.2. Рябов В.А. – генеральный директор АНН

Решению проблем нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности в настоящее время уделяется большое внимание на всех уровнях государственной власти и нефтяными компаниями.

Утверждены:

- Энергетическая стратегия России на период до 2030 года — распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р;

- Генеральная схема развития нефтяной отрасли Российской Федерации на период до 2020 года — правительственной комиссией по ТЭК от 11 мая 2011г.

Принятая Правительственной комиссией Генеральная схема изменила государственную стратегию в части сырьевой направленности и смещения сроков внедрения мощностей по глубине переработки нефти с 2015 на 2020 годы, а такие показатели, как индекс Нельсона и потребление нефтепродуктов на душу населения, в Генеральной схеме отсутствуют (не содействует развитию нефтеперерабатывающей промышленности).

Необходимо сохранить ввод объектов глубокой переработки нефти, определенных Энергетической стратегией до 2015 года.

Следует отметить, что в 2009 году ввели мощности по производству кокса в г. Уфе, а в 2010 году – комплекс каталитического крекинга в Кстово. Такие темпы модернизации и ввода новых мощностей очень беспокоят.

Важным решением по итогам совещания 08.07.2011 в г. Кириши является поручение Председателя Правительства РФ по поддержке практики заключения с нефтяными компаниями четырехсторонних соглашений, устанавливающих обязательства нефтяных компаний по реализации на внутреннем рынке качественного моторного топлива (по всей номенклатуре) в объёмах не менее пропорциональных объёмам добычи нефти и модернизации (строительству, реконструкции) нефтеперерабатывающих мощностей вторичных процессов.

США в 2014-2015 гг. переходит на переработку тяжелой канадской нефти вместо нефтей персидского залива, что приведет к резкому снижению цен на нефть. Мы просим Минэнерго России и НК рассмотреть этот вопрос.

Можно вспомнить, что в 1998 году мировые цены на нефть упали примерно в 3 раза и составили 9-10 долл. США за баррель, что привело к экономическому кризису в стране, при этом оптовые цены на нефтепродукты снизились на 20%, а розничные – не более, чем на 5%. Аналогичную картину мы видели в 2008 году, во время экономического кризиса, когда цены на нефть упали также примерно в 3 раза, а цены моторных топлив на АЗС снизились примерно на 10-20%.

Необходимо эту ситуацию доложить в Правительство РФ и нефтяным компаниям.

Такой важный показатель, как потребление нефтепродуктов на душу населения на уровне 1,3-1,6 т/чел отнесен на 2030 год (уровень потребления нефтепродуктов в 1,6 т/чел. был достигнут в 1990 году), а также до 2030 года сохраняется сырьевой вектор направленности нефтегазового комплекса. Фактически физический рост объемов потребления нефтепродуктов не происходит, зато имеем рост цен на них.

Существует мнение во властных структурах, что экспорт сырой нефти выгоднее экспорта нефтепродуктов. В противовес этому мнению, можно отметить, что у ряда передовых нефтеперерабатывающих предприятий, продуктовая экспортная корзина дороже стоимости экспорта сырой нефти. Например, заводы ЛУКОЙЛа, Уфимская группа НПЗ, Омский НПЗ и др.

При переработке и потреблении нефтепродуктов вместо продажи сырой нефти выгода растет в десять раз (мультипликативный эффект). Надо продавать нефтепродукты европейского качества, а не торговать низкокачественными нефтепродуктами, по существу полуфабрикатами (особенно дешевым мазутом).

Замена дешевых низкокачественных нефтепродуктов (топочный мазут, некачественное дизельное топливо, газойли и др.), поставляемых на экспорт, моторными топливами европейского качества позволит дополнительно получить ежегодно нефтепродуктов на сумму более 20 млрд. долл. США и значительно снизит себестоимость товарной продукции. (Если нет внутреннего потребления)

В стране уже в течение нескольких десятилетий не вводятся в эксплуатацию новые современные нефтеперерабатывающие заводы (только в конце 2010 г. начался поэтапный ввод мощностей в ОАО «ТАНЕКО). Наиболее современные заводы после распада Советского Союза отошли бывшим республикам. В развитых странах, как правило, НПЗ располагаются в прибрежных зонах.

О ценах на нефтепродукты.

Если сравнить оптовые цены на нефтепродукты на НПЗ с ценами, которыми они продаются потребителям, то разница значительна.

Как только нефтепродукт вышел за пределы НПЗ, его цена повышается, чуть ли не в 2 раза, а при реализации его на дальнее расстояние железнодорожным транспортом цена повышается в 3 раза.

Выходом из такой ситуации может стать форсирование строительства нефтепродуктопроводов, совершенствование налоговой системы, проведение более четкой ценовой политики на государственном уровне.

Строительство современных нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов на концах нефтепроводов и в приморских зонах, независимых от вертикально-интегрированных компаний, в том числе в рамках государственно-частного партнёрства (во исполнение решений, принятых на совещании в г. Северодвинске — протокол от 11 июля 2008 г. № ВП-П9-10 пр.), должно стать приоритетным направлением развития нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств нового типа.

В Западной Европе с 1994 года на основе государственно-частного партнерства запущены и уже в значительной степени реализованы проекты на сумму более 120 миллиардов долларов.

В то же время для реализации планов нефтяных Компаний по модернизации действующих мощностей, отстающих по своему техническому уровню от передовых российских НПЗ на 2 года, а также строительству новых современных нефтехимических комплексов необходима непосредственная помощь со стороны государства.

Строительство новых нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов с высокоразвитой технологией глубокой переработки нефти позволит обеспечить многократный рост прибыли предприятия, оказать существенное влияние на стабилизацию ценовой политики, повысить конкурентоспособность продукции, предотвратить галопирующий рост цен.

Высокие финансовые вложения нефтяных компаний в модернизацию старых морально и физически устаревших производств не делает их конкурентоспособными с передовыми западными фирмами по высокозатратности производственного процесса, энергетического обеспечения, системам управления производством и др., что в конечном итоге негативно сказывается на ценообразовании конечной продукции (очень много физически и морально устаревших процессов и оборудования, которые необходимо выводить из эксплуатации).

Большую роль в процессе ускоренной модернизации экономики и создания эффективного рынка нефтепродуктов для предотвращения кризисных ситуаций с топливом и формирования справедливой цены на него в крупнейшей нефтедобывающей стране с ее огромной территорией может сыграть создание разветвленной сети современной, качественной и эффективной независимой региональной нефтепереработки за счет строительства новых и развития действующих средних нефтеперерабатывающих заводов, независимых от нефтяных компаний.

Однако для эффективного функционирования таких НПЗ необходимо содействие федеральных органов власти всех уровней в вопросах обеспечения их нефтью, принимая во внимание позицию Председателя Правительства РФ В.В. Путина в его выступлении на совещании «О состоянии нефтепереработки и рынка нефтепродуктов в Российской Федерации» 8 июля 2011 года в г. Кириши по приоритету поставок сырья для переработки на российских НПЗ перед экспортом сырой нефти: «…Если мы, конечно, увидим уклон в наращивании экспорта нефти в ущерб переработке, также обсудим экспортные графики компании «Транснефть»… Если у нас появятся независимые от вертикально интегрированных нефтяных компаний дополнительные перерабатывающие мощности, это в целом пойдёт только на пользу рынку. Мы сможем иметь объективный индикатор цены, как самой нефтепереработки, так и получаемых в результате нефтепродуктов на рынке…». К сожалению, данный тезис не находит поддержки в Минэнерго России.

В то же время вопрос о создании новых и развитии действующих средних независимых от нефтяных компаний НПЗ требует специального рассмотрения в Минэнерго России.

Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 18 февраля 2009г. № 36 определены критерии включения в баланс нефтяного сырья нефтеперерабатывающих заводов и их подключения к системам магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефть» (рекомендуемый объем планируемой переработки нефти на НПЗ не менее 1 миллиона тонн в год с обеспечением глубины переработки нефти не ниже 75 %).

В целях развития нефтехимии (в соответствии с Протоколом совещания Председателя Правительства РФ от 17.11.2009г. № ВП-П9-49пр в г. Нижнекамске) Ассоциация обращалась в Минэнерго России о необходимости создания на основе строящихся нефтеперерабатывающих производств 3 нефтехимических комплексов на концах экспортных труб (предложение не было учтено).

В своем интервью Российской газете заместитель Министра энергетики Российской Федерации С.И. Кудряшов изложил перспективу развития нефтехимической отрасли, основанную на кластерном подходе. Все инвестиционные проекты планируется реализовать в рамках шести нефтегазохимических кластеров по географическому признаку: в Западно-Сибирском, Поволжском, Каспийском, Восточно-Сибирском, Северо-Западном и в Дальневосточном. Базой каждого кластера станут крупные пиролизные мощности, вокруг которых будут построены производства пластиков, каучуков, а также предприятия по изготовлению конечных изделий из продуктов нефтегазохимии.

В случае реализации всех нефтегазохимических проектов, ежегодный вклад в ВВП Российской Федерации по всем кластерам составит около 650 миллиардов рублей. Ввод новых мощностей запланирован на период с 2013 по 2020 год.

Несовершенство налоговой системы в стране не создает условий для снижения цен на нефтепродукты.

В ценах предприятия налоговая нагрузка на нефтепереработку составляет около 60% от стоимости товарной продукции.

Налоговое бремя в отрасли является самым высоким как по промышленности России в целом, так и внутри нефтяного комплекса. По промышленности доля налогов составляет 41%.

Парадоксом отечественной налоговой системы является то, что в соответствии с действующим законодательством плательщиками акциза по подакцизной продукции, в том числе произведенной из давальческого сырья, являются производители, т.е. НПЗ, не являющиеся собственниками выпускаемой ими продукции, несмотря на то, что в 2003 году Госдумой и Правительством было принято решение о перенесении уплаты акцизов на моторное топливо с НПЗ на его продавца (АЗС).

В последние годы регионы становятся более зависимыми от трансфертов из федерального центра. Количество дефицитных регионов постоянно растет: 2008 год – 37, 2009 год – 57, 2010 год – 63 .

Одним из существенных аргументов в части самодостаточности регионов является решение вопросов оптимизации и эффективности работы нефтеперерабатывающей отрасли. Строительство новых крупных и средних НПЗ в этих регионах позволит значительно сократить количество дефицитных регионов.

Одной из важных проблем в строительстве и развитии новых НПЗ, является проблема высоких издержек в реализации инвестиционных проектов, связанных с отсутствием гармонизации отечественных и европейских норм в сфере безопасности и экологии. На всех стадиях строительства сплошь и рядом – откаты, что делает строительство НПЗ дороже, примерно в два раза. Нефтяные компании вынуждены приобретать НПЗ в Европе, не создавая дополнительные дорогие рабочие места, не оставляя у себя в РФ добавленную стоимость и налоги.

Механизм государственного регулирования и государственного хозяйствования западных стран в России недостаточно изучен и пока не нашел широкого распространения.

Уровень государственных расходов в экономику по ведущим западным странам в % к ВВП (Источник International Economic Indicators) приведен ниже:

Об отечественной науке

По данным РАН вклад России в мировую науку составил только 2%, при этом вклад ученых США в мировую науку в 2009 году оценивается в 35%. Сейчас только в США на постоянной основе трудится 1 млн. ученых и специалистов из России, которые создают более четверти американских технологических новинок.

 Такое положение с отраслевой наукой привело к состоянию крайне низкой востребованности со стороны нефтяных компаний отечественных разработок при создании новых и модернизации действующих нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств.

При этом наши институты имеют целый ряд конкурентоспособных разработок технологических процессов для переработки нефти и нефтехимии, осуществляемых российскими учеными – Хаджиевым С.Н., Пармоном В.Н., Капустиным В.М., Лихолобовым А.В., Мазгаровым А.М., Теляшевым Э.Г., Шакуном А.Н. и др.

Использование в промышленности таких разработок позволит обеспечить достойную конкуренцию по целому ряду процессов продвинутым западным фирмам, способствовать ускоренному процессу развития отечественной нефтепереработки и нефтехимии.

Правительственной комиссии по высоким технологиям и инновациям от 3 августа 2010 г. (протокол № 4) в составе 27 утвержденных технологических платформ из 200 представленных к рассмотрению проектов вошла и технологическая платформа «Глубокая переработка углеводородных ресурсов».

Эта структура, наделенная функциями планирования и координации, позволит решить целый ряд проблем, существующих сегодня в России, как при разработке новых технологий, так и доведения их до промышленной реализации.

В рамках такого механизма взаимодействия, как технологические платформы, группой организаций: ИНХС им. А.В.Топчиева, Институтом проблем химической физики РАН, Институтом катализа им Г. К. Борескова Сибирского отделения РАН, ОАО «Татнефтехиминвестхолдинг», ОАО «ВНИПИнефть», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, НИУ Высшей школой экономики при поддержке Минэнерго России, Российской академией наук и рядом крупных нефтегазовых и машиностроительных компаний была создана и представлена в Минэкономразвития России технологическая платформа «Глубокая переработка углеводородных ресурсов», основной целью которой является обеспечение перехода от сырьевой экономики к инновационному развитию нефтеперерабатывающей, газо- и нефтехимической промышленности.

В рамках платформы уже сформулированы в приоритетном порядке те направления, которые необходимо развивать в первую очередь и которые уже имеют определенный технологический задел конкурентно способных классических проектов.

Комплексный подход к решению проблем нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, определенный новой программой на совещание 08.07.2011 в г. Кириши, даст мощный толчок в развитии всей отрасли промышленности.

Государственный сектор исполнительной власти при решении стоящих перед отраслью проблем необходимо укреплять кадрами высококвалифицированных специалистов.

РЕШЕНИЕ:

1. В связи с кризисными явлениями в экономике страны и стагнацией в сфере нефтепереработки требуется комплексный подход к решению проблем, поднятых Председателем Правительства РФ Путиным В.В. на совещании 8 июля 2011 года в г. Кириши «О состоянии нефтепереработки и рынка нефтепродуктов в Российской Федерации»

2. Отметить как положительный фактор, способствующий повышению активности нефтяных компаний в сфере процесса модернизации нефтеперерабатывающих производств, принятое на совещании решение о подписании юридически обязывающих 4-х сторонних соглашений между ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом с одной стороны и конкретными нефтяными компаниями – с другой, об исполнении программ строительства и реконструкции нефтеперерабатывающих мощностей.

3. Отметить, что новое налогообложение на мазут будет способствовать стимулированию нефтяных компаний по строительству и введению новых высокоэффективных мощностей глубокой переработки нефти.

4. Отметить, что принятая Правительственной комиссией Генеральная схема развития нефтяной отрасли Российской Федерации на период до 2020 года, разработана в разрез с утвержденной ранее Энергетической стратегией России на период до 2030 года и не содействует развитию нефтепереработки (увеличение сырьевого вектора развития нефтегазового комплекса, смещение сроков капиталовложений на внедрение мощностей по глубине переработки нефти с 2015 на 2020 годы, не включены такие важные показатели, как индекс Нельсона, потребление нефтепродуктов на душу населения).

5. В свете решений, принятых на совещании в г. Кириши и других предыдущих совещаниях, направленных на решение проблем развития отечественной нефтепереработки и нефтехимии, содействовать повышению внимания руководителей страны на необходимость активизации процесса строительства новых нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов с высокоразвитой технологией глубокой переработки нефти на основе государственно-частного партнерства, учитывая, что действующие производства морально и физически устарели, не конкурентоспособны с передовыми западными фирмами по высокозатратности производственного процесса, энергетического обеспечения, системам управления производством, технологиям производства и используемому оборудованию и др.

6. Довести до сведения руководителей всех уровней федеральной исполнительной власти и НК информацию о прогнозируемом в ближайшей перспективе переходе США на переработку тяжелой канадской нефти вместо нефтей персидского залива, что реально приведет к резкому снижению цен на нефть.

7. Отметить, что несовершенство действующей в стране налоговой системы, необоснованная высокая налоговая нагрузка на нефтепереработку, не создает условий для повышения эффективности деятельности отрасли, оптимизации ценовой политики нефтепродуктов.

Комитету по экономическим реформам АНН (Канделаки Т.Л.) до конца года разработать план действий по выработке мер, направленных на совершенствование системы налогообложения в нефтеперерабатывающей отрасли и направить свои предложения в федеральные органы исполнительной и законодательной власти.

8. Содействовать на государственном уровне реализации проекта строительства магистрального нефтепродуктопровода (МНПП) Кстово – Ярославль – Кириши – Приморск (проект «Север»), одобренного распоряжением Правительства Российской Федерации от 24 июня 2002 г., а также планируемого к строительству МНПП « Сызрань – Саратов – Волгоград – Новороссийск» (проект «Юг»), ускорению рассмотрения и утверждения Генеральной схемы развития нефтепродуктопроводного транспорта на период до 2020 года.

 II. О ходе выполнения решения Правления АНН от 27 апреля 2011 г. (Протокол № 103) о разработке проекта технического регламента «О безопасности нефтеперерабатывающих, нефтегазохимических и газоперерабатывающих комплексов» (Информация Минэнерго России)

В рамках комплекса работ по совершенствованию нормативной правовой базы в области проектирования, строительства и эксплуатации объектов ТЭК (Протокол совещания по вопросу организации разработки проекта технического регламента «О безопасности нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов» от 12.01.2011 № 05-01пр, утвержденный заместителем Министра энергетики РФ Кудряшовым С.И.) Минэнерго России делегировало ОАО «Газпром — нефть» разработку проекта технического регламента «О безопасности нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов».

Проект регламента был разработан и сдан для дальнейшей работы с ним в Минэнерго России.

Однако дальнейшая работа с этим регламентом Минэнерго России была приостановлена.

Взамен Минэнерго России подготовило проект Технического регламента Таможенного союза «О требованиях к нефтеперерабатывающим, нефтегазохимическим и газоперерабатывающим комплексам» (далее – Технический регламент).

Данный документ разработан во исполнение подпункта «в» пункта 2 поручения Президента РФ Д.А. Медведева от 29.03.2010 № Пр-839 об обеспечении принятия нормативных правовых актов, регламентирующих требования к нефтеперерабатывающим производствам, основные требования к техническим устройствам по проектированию объектов нефтепереработки и нефтехимии, а также порядок проведения анализа риска на этапах проектирования, строительства и эксплуатации объектов нефтепереработки и нефтехимии.

Минэнерго России выступило с инициативой разработки Технического регламента в рамках Таможенного союза в связи с принятием Соглашения Таможенного союза «О единых принципах и правилах технического регулирования в Республике Беларусь, Республике Казахстан и Российской Федерации» от 18 ноября 2010 года и отменой Программы разработки технических регламентов, утвержденной распоряжением Правительства РФ от 6 ноября 2004 года № 1421-р. Предложение Минэнерго России было поддержано казахстанской стороной и согласовано Координационным Комитетом по техническому регулированию, применению санитарных, ветеринарных и фитосанитарных мер Комиссии Таможенного союза.

Проект Технического регламента подготовлен в соответствии с основными принципами технического регулирования в Таможенном союзе. Требования Технического регламента будут распространяться на страны Таможенного союза, включая Российскую Федерацию.

Объектом технического регулирования в проекте Технического регламента являются нефтеперерабатывающие, нефтегазохимические и газоперерабатывающие комплексы (далее – перерабатывающие комплексы), а также связанные с ними процессы проектирования (включая инженерные изыскания), строительства, реконструкции, монтажа, эксплуатации (включая техническое обслуживание, текущий ремонт), капитальный ремонт, консервации и ликвидации.

Проект Технического регламента устанавливает требования к перерабатывающим комплексам в целях обеспечения защиты жизни и здоровья человека, имущества, охраны окружающей среды, предупреждения действий, вводящих в заблуждение потребителей (пользователей), а также обеспечения энергетической эффективности.

Проект Технического регламента также устанавливает:

-  правила идентификации перерабатывающих комплексов для целей применения проекта Технического регламента;

-  правила и формы оценки соответствия перерабатывающих комплексов требованиям проекта Технического регламента.

Требования к объектам, входящим в состав перерабатывающего комплекса, могут устанавливаться другими техническими регламентами Таможенного союза. При этом данные требования не могут противоречить требованиям проекта Технического регламента.

В настоящее время проект Технического регламента направлен для рассмотрения в Секретариат Комиссии Таможенного союза, а также в Республику Беларусь (Белнефтехим) и в Республику Казахстан (Миннефтегаз).

Проект Технического регламента размещен на сайте Минэнерго России 23 июня 2011 г.

Участникам заседания была представлена презентация Минэнерго России, представленная Правительственной комиссии по вопросам развития топливно-энергетического комплекса, воспроизводства минерально-сырьевой базы и повышения энергетической эффективности экономики по теме «Совершенствование процессов проектирования, строительства и эксплуатации производств переработки нефти и газа, нефтехимии и газохимии через изменение в регулировании промышленной безопасности».

 РЕШЕНИЕ:

 1. Принять к сведению информацию Минэнерго России о разработке проекта технического регламента Таможенного союза «О требованиях к нефтеперерабатывающим, нефтегазохимическим и газоперерабатывающим комплексам».

2. Считать, что размещенная на сайте Минэнерго России редакция проекта технического регламента требует существенной доработки с участием специалистов отраслевых проектных организаций и Ростехнадзора.

III. Об энергообеспечении и энергосбережении НПЗ (Информация ООО «МК «РИФИН»)

Первоначально планировалось заслушать опыт ОАО «НК «Роснефть» по энергообеспечению и энергосбережению. Однако письмом от 21.09.2011 № ВМ-6793 руководство Компании сообщило, что информация о структуре и объемах энергозатрат Компании, также как и перечень мероприятий Программы энергосбережения являются коммерческой тайной ОАО «НК «Роснефть» и не могут быть освещены на заседании Правления АНН.

В связи с этим формулировка данного вопроса повестки дня была скорректирована.

Информация об энергообеспечении и энергосбережении НПЗ участникам заседания была подготовлена и представлена участникам заседания ООО «МК РИФИН»:

Нефтепереработка — одна из самых энергоемких отраслей промышленности.

При этом энергопотребление конкретного НПЗ зависит от его схемы, набора процессов и т.д. Наиболее полно эта связь выражается через т.н. «коэффициент сложности завода» Нельсона, для которого построены зависимости от него целого ряда технических и экономических показателей заводов. В частности, рассчитан расход каждого вида энергоресурсов от коэффициента сложности, что, в конечном счете, показывает зависимость энергопотребления НПЗ от фактической глубины переработки нефти. По данным Нельсона при глубине переработки 90% и выше суммарное потребление энергоресурсов такого НПЗ может достигать 10-12% от перерабатываемого сырья, выраженное в нефтяном эквиваленте. При этом примерно половину энергосредств составляют электроэнергия и тепло в виде пара, т.е. то, что закупается заводом. Действующие тарифы на эти энергоносители приводят к крайне высоким денежным затратам на их приобретение.

Существует два принципиально важных пути сокращения расхода затрат на энергоресурсы: энергосбережение и рациональное энергообеспечение.

Первый – достигается за счет следующих основных направлений:

- Создание и внедрение новых технологических процессов, мощных комбинированных систем и установок большой единичной мощности.

- Автоматизация производств, обеспечивающая наиболее эффективное использование сырьевых, материальных и топливно-энергетических ресурсов.

- Исключение промежуточных операций по перекачке сырья и полупродуктов, их промежуточное охлаждение и последующий нагрев.

- Модернизация, реконструкция и техническое перевооружение технологических установок и производств, увеличение их мощности, совершенствование технологических схем и сокращение удельных расходов топливно-энергетических ресурсов.

- Применение катализаторов и экстрагентов, повышающих выхода целевых продуктов и сокращающих энергопотребление.

- Широкое использование вторичных энергоресурсов для технологических нужд и в системах внутризаводской промышленной теплофикации.

- Существенное повышение эффективности работы энергопотребляющего оборудования, в первую очередь технологических печей.

 Второй – развитие энергетики НПЗ, как с точки зрения снижения энергозатрат, так и повышения надежности энергоснабжения предприятий путем создания собственных электро- и теплогенерирующих мощностей.

Это подтверждается и тем, что самые низкие энергозатраты в отрасли имеют НПЗ с собственными ТЭЦ (Куйбышевский и Туапсинский НПЗ) и собственными котельными (Ачинский, Комсомольский, Новокуйбышевский, Хабаровский НПЗ)

Выполненные МК «РИФИН» обоснования инвестиций в строительство тепло- электростанций для собственных нужд ряда НПЗ показали их высокую эффективность.

В нынешних условиях создание собственных генерирующих энергетических мощностей — радикальный путь решения проблемы сокращения затрат на переработку нефти. Многочисленные исследования показывают, что в качестве собственных источников энергоснабжения наиболее эффективными являются теплоэлектростанции, часто называемых когенерационными установками, на базе газотурбинных или дизельных (или газодизельных) двигателей.

В этом случае при практически неизменном расходе покупаемых энергоресурсов существенно, как будет показано ниже, снижаются затраты денежных средств на их приобретение. Кроме того, при расположении источников пара и электроэнергии непосредственно на заводе сокращаются транспортные потери в электрических и тепловых сетях. ООО МК «РИФИН» в течение ряда лет занимается этим путем.

Принципиальные схемы газотурбинных установок. (ГТУ).

Основой установки является газотурбинный двигатель- привод электрогенератора. В качестве двигателей в диапазоне интересующих НПЗ мощностей (20-50 МВт) в настоящее время используются авиационные двигатели, адаптированные к наземным условиям. Двигатель состоит из воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, приводящий в движение воздушный компрессор. Избыток мощности, образующийся за счет сжигания в камере сгорания топлива, отводится на привод электрогенератора через силовую турбину. Избыточное тепло выхлопа двигателя с температурой обычно 430-450⁰С используется в котле-утилизаторе (КУ) для выработки пара технологических параметров. При использовании двухконтурных котлов возможна генерация пара 40 и 16 атм. Содержащийся в выхлопе кислород (до 15%) позволяет при необходимости организовать сжигание дополнительного топлива перед КУ для повышения его паропроизводительности.

Описанная установка работает по т.н. открытой схеме. В случае, когда потребность в электроэнергии существенно превышает потребность в паре, применяется парогазовая установка (ПГУ). В этом случае часть пара из КУ срабатывается на дополнительной паросиловой турбине.

В качестве топлива в газотурбинном приводе используется преимущественно природный газ. В дожигающем устройстве может использоваться любое топливо.

Принципиальная схема дизельной или газодизельной установки.

На электростанциях малой и средней мощности достаточно широкое распространение получили различные дизельные двигатели. В реальных условиях чаще всего применяются малооборотные двухтактные или среднеоборотные четырехтактные дизельные двигатели, работающие по дизельному или газодизельному циклу. Указанные двигатели работают на тяжелом нефтяном топливе с максимально допустимой вязкостью до 700 Сст при 50 ⁰С и предельном содержании серы до 5% вес. Наиболее эффективные двигатели работают по газодизельному циклу, при котором в качестве основного топлива используется природный газ. Для обеспечения устойчивой работы в газ обычно добавляется 3-5% контрольного жидкого топлива. Газ должен подаваться в двигатель с давлением 300-350 атм. Двухтактные двигатели с числом оборотов 150 об/мин имеют по сравнению со среднеоборотными четырехтактными двигателями большие габариты и массу, что требует сооружения соответствующих помещений. В то же время они имеют более высокий КПД и лучшие ресурсные характеристики. С целью повышения коэффициента использования топлива мощные дизельгенераторные установки часто оборудуются небольшими КУ, вырабатывающими пар технологических параметров за счет выхлопа двигателя.

Основные критерии выбора схемы энергогенерирующей установки: электрическая мощность и соотношение вырабатываемых количеств электроэнергии и пара. При типичном для среднего НПЗ соотношении электроэнергия: пар наиболее предпочтительной является схема газотурбинной установки, работающей по открытой схеме. При значительном превалировании потребности в электроэнергии предпочтение может отдаваться парогазовым схемам или дизельным станциям.

Основными достоинствами газотурбинных когенерационных установок, определившими их приоритетное положение в программах развития энергетики, являются:

- Высокий общий коэффициент использования топлива, составляющий 80-85%, а в схемах с глубокой утилизацией тепла – порядка 90%.

- Существенно меньшие капиталовложения.

- Низкие эксплуатационные расходы, включая расходы на техническое обслуживание.

- Высокая эксплуатационная маневренность. Штатное время выхода ГТУ на режим полной электрической нагрузки из холодного состояния исчисляется минутами, в то время как для обычных ТЭС, оно составляет несколько часов.

И как результат изложенного – пониженная себестоимость вырабатываемых энергоресурсов.

Мощность собственного источника энергии, как правило, выбирается в диапазоне 20-40% от суммарного энергопотребления НПЗ, сохраняя связь с местными энергосистемами. При существующих мощностях НПЗ в качестве основного оборудования ГТУ и ПГУ используются газовые турбины единичной мощностью 20-50 МВт. На международном рынке и в России такие машины представлены большим количеством фирм в огромном количестве.

При создании дизельных станций используются двигатели единичной мощностью до 16-18 МВт.

Выбор когенерационной установки, ее мощности, конфигурации и основного оборудования должен в каждом случае базироваться на тщательном экономическом анализе. ООО «МК РИФИН» при оценке эффективности предлагаемых когенерационных установок использует следующую систему показателей:

- Доход от продаж или снижение затрат на приобретение ресурсов.
- Величина инвестиций (капитальные вложения).
- Эксплуатационные затраты.
- Валовая прибыль.
- Налоговые выплаты.
- Чистая прибыль.
- Денежная наличность.
- Чистая текущая стоимость.
- Индекс доходности.
- Внутренняя норма рентабельности.
- Срок возврата (возмещения капитала).

За последние годы ООО «МК РИФИН» выполнен ряд технико-экономических исследований эффективности сооружения собственных источников энергии для различных НПЗ. В частности эти работы проведены для Московского НПЗ, Ярославнефтеоргсинтез, Орского, Сызранского, Краснодарского НПЗ. Первым заводом, для которого были выполнены расчеты и который, к сожалению, оказался единственным, осуществившим внедрение проекта, был Новополоцкий НПЗ. Первые два года его эксплуатации показали полное совпадение расчетных показателей с фактическими. За эти два года капиталовложения окупились. Эксплуатация ГТУ продолжается.

Все расчеты, проведенные для названных выше НПЗ, показали высокие технико-экономические показатели.

Следует отметить, что за последние 3 года в России построено более 50 станций газотурбинного типа мощностью до 60 МВт, не считая более крупных станций, использующих индустриальные газовые турбины большой мощности. К сожалению, среди всех газотурбинных и дизельных установок нет ни одной, построенной на НПЗ.

В заключение надо сказать, что ООО «МК РИФИН», в случае заинтересованности какого-либо НПЗ сократить свои затраты на покупку энергоресурсов, может на договорной основе выполнить все необходимые технико-экономические исследования с получением данных о целесообразности строительства собственной ТЭС с выбором ее оптимальной для данного завода схемой, с выбором оборудования, отечественного или зарубежного, и с разработкой задания на проектирование.

 РЕШЕНИЕ:

1. Принять к сведению информацию ООО «МК РИФИН» об энергообеспечении и энергосбережении НПЗ.

2. Одобрить проведенный МК «РИФИН» анализ путей развития энергетики НПЗ с точки зрения снижения энергозатрат на переработку нефти и повышения надежности систем электроснабжения и рекомендовать нефтяным компаниям и НПЗ использовать в своей деятельности предложенные решения.

3. Считать приоритетным направлением развития энергетики НПЗ — создание собственных электро- и теплогенерирующих мощностей как с точки зрения снижения энергозатрат, так и повышения надежности обеспечения энергоресурсами.

4. Дирекции Ассоциации совместно с ООО «МК РИФИН» проработать вопрос о создании на выборной основе постоянно-действующий Совет главных энергетиков по аналогии с действующим Советом главных механиков нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий России и стран СНГ.

IV. О приеме в члены Ассоциации (Рябов В.А. — Генеральный директор АНН)

 В Дирекцию Ассоциации поступили заявления ОАО «ТАНЕКО» (письмо от 04.07.2011 № 11058), РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (письмо от 02.08.2011 № 600) и ЗАО «ФортеИнвест» (письмо от 21.09.11 № АК-1146) о приеме в члены Ассоциации.

В.А. Рябов кратко сообщил об основных направлениях деятельности и планах сотрудничества с этими организациями и предложил принять ОАО «ТАНЕКО», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и ЗАО «ФортеИнвест» в члены Ассоциации

Голосовали члены Правления и лица, их замещающие (списком):

«За» -12.

«Против» — нет

 Решение:

Принять в члены Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков:

– ОАО «ТАНЕКО»,

– РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

– ЗАО «ФортеИнвест»

V. Об избрании членов Правления АНН (Рябов В.А. — Генеральный директор АНН)

В связи с изменением места работы директора Департамента переработки ОАО «ТНК-ВР» Суюндукова Р.А., а также директора Департамента развития нефтепереработки ОАО «Роснефть» Нападовского В.В. предлагается ввести в состав Правления АНН:

- Зубера Виталия Игоревича – директора Департамента переработки ОАО «ТНК-ВР»;

- Иванова Игоря Владимировича – директора Департамента развития нефтепереработки ОАО «НК «Роснефть».

Предлагается ввести в состав Правления также Канделаки Тамару Левановну – генерального директора ООО «ИнфоТЭК-Консалт», Председателя Комитета АНН по Экономическим реформам

Голосовали члены Правления и лица их замещающие (списком)

«За» — 12

«Против» — нет

«Воздержались» — нет

 Решение:

Ввести в состав членов Правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков генерального:

-  Зубера Виталия Игоревича – Директора Департамента переработки ОАО «ТНК-ВР»;

-  Иванова Игоря Владимировича – Директора Департамента развития нефтепереработки ОАО «НК «Роснефть».

- Канделаки Тамару Левановну – генерального директора ООО «ИнфоТЭК-Консалт», Председателя Комитета АНН по экономическим реформам.

VI. Разное

Доводится до сведения участников заседания Правления, что 13-14 октября 2011 года в Москве ОАО «ВНИПИнефть» проводит IV Международный промышленно-экономический Форум «Стратегия Объединения: «Решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе».

В рамках Форума состоится V Международная конференция «Современные технологии и оборудование, промышленное строительство в нефтепереработке и нефтехимии».

Приглашаем Вас принять участие в работе Форума.

Генеральный директор: В.А. Рябов

Секретарь: Ю.Н. Горячева

ПРОТОКОЛ № 104
заседания Правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков

 г. Москва   8 июня 2011 г.

ПРИСУТСТВОВАЛИ:

 Члены Правления: Баженов В.П., Винокуров Б.В., Галкин В.В.(по поручению Егизарьяна А.М.), Злотников Л.Е., Капустин В.М., Крылов В.В., Малиновский В.А. (по поручению Зуева С.Ф.), Ракитский В.М., Санников А.Л., Трифонов Л.Н. (по поручению Кантышева В.К.), Хаджиев С.Н., Хурамшин Т.З., Яскин В.П. (по поручению Суюндукова Р.А.)

По приглашению: Александров Д.С. (ООО «Ленгипронефтехим»), Бабаев М.И. (ОАО «ТАИФ-НК»), Гермаш В.М. (АНН), Дегтярёв П.А. (Минэнерго России), Заворотный С.А. (ООО «Газпром переработка») Ионов В.И. (ГУП «ИНХП РБ»), Кабышев В.А. (ОАО «Ангарскнефтехимпроект»), Козлов А.В. (ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ»), Коптев П.П. (ЗАО «ПРИЗ»), Костюков А.В. (ООО «НПЦ «Динамика»), Котов С.А. (ОАО «НГК «Славнефть»), Кравец С.И. (ОАО «Славнефть-ЯНОС»), Лебедев Ю.Н. (ОАО «НПК «Кедр-89»), Левинбук М.И. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Мартиросов В.Р.(американская фирма ССС), Никитин А.А. (ОАО «Славнефть-ЯНОС»), Серёжин Л.П. (ООО «НПО ТЕХНОКОНТ»), Сизов Д.Ю. (ООО «Нефтегазиндустрия»), Соболев Б.А. (АНН), Томин В.П. (ОАО «Ангарская НХК»), Хавкин В.А. (ОАО «ВНИИ НП»), Чернышова Е.А. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Шахназаров А.Р. (АНН).

ПОВЕСТКА ДНЯ:

 1. О разработке проекта технологической платформы «Глубокая переработка углеводородного сырья до 2020 года»

Докладчик:    В.М. Капустин – генеральный директор ОАО «ВНИПИнефть»

2. Автоматизация производственных процессов на базе современных технических и программных средств. Состояние и развитие. (Решение Правления АНН, протокол от 24.11.2010 № 101)

Докладчики: Малиновский В.А. — главный специалист отдела механоэнергетической экспертизы ГУНН ОАО «ЛУКОЙЛ»

 Козлов А.В. – руководитель проектного офиса по автоматизации систем управления предприятием ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ»

Содокладчики: СерёжинЛ.П. – генеральный директор ООО «НПО ТЕХНОКОНТ»

 Костюков А.В. – первый заместитель генерального директора ООО «НПЦ «Динамика» (г. Омск)

3. О ходе выполнения инвестиционной программы ОАО «Московский НПЗ» (Решение Правления АНН, протокол от 16.06.2010 № 99)

Докладчик: В.В. Галкин – Исполнительный директор – руководитель Проекта по преобразованиям и операционным улучшениям ОАО «Московский НПЗ»

4. О выдвижении генерального директора АНН Рябова В.А. на соискание государственной награды «Заслуженный химик РФ»

Информация генерального директора ОАО «ВНИПИнефть» В.М. Капустина

 1. О разработке проекта технологической платформы «Глубокая переработка углеводородного сырья до 2020 года» (В.М. Капустин – Генеральный директор ОАО «ВНИПИнефть», зав. кафедрой технологии переработки нефти РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, д.т.н., профессор)

В соответствии с поручением Президента Российской Федерации по результатам работы Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России в июне-декабре 2009 года от 4 января 2010 г. № 22-ПР Минэкономразвития России и представителям государства в советах директоров компаний с государственным участием было поручено обеспечить принятие решений по участию этих компаний в создании и функционировании «технологических платформ» и подготовке прогнозов научно-технического развития, модернизации и оптимизации применяемых технологий и формировании заказа на инновационные исследования, в т.ч. с привлечением к работе организаций малого и среднего бизнеса.

Технологическая платформа – это механизм частно-государственного партнерства в области научно-технического и промышленного развития, обеспечивающий выработку и реализацию долгосрочных приоритетов в масштабах отдельных секторов экономики на основе общего видения будущего данного сектора, формируемого заинтересованными сторонами (наука, бизнес, потребители) и направленный на объединение усилий науки и бизнеса на всем протяжении цикла разработки и производства инновационной продукции вокруг наиболее перспективных с точки зрения спроса инновационных проектов.

Технологические платформы появились и получили распространение в Евросоюзе.

В составе 27 утвержденных решением Правительственной комиссии по высоким технологиям и инновациям от 3 августа 2010г. (протокол № 4) технологических платформ из 200 представленных к рассмотрению проектов вошла и технологическая платформа «Глубокая переработка углеводородных ресурсов».

Эта структура, наделенная функциями планирования и координации, позволит решить целый ряд проблем, существующих сегодня в России, как при разработке новых технологий, так и доведения их до промышленной реализации.

Основная цель технологической платформы – способствовать за счет координации усилий фундаментальной и прикладной науки, инжиниринговых и машиностроительных компаний, нефтяных корпораций и государства выходу России на перспективный уровень развития технологий и производства. Это позволит изменить сырьевую направленность экономики РФ, обеспечив производство высокотехнологичной продукции и продажу конкурентоспособных на мировом рынке технологий, поможет внедрить новые инновационно направленные российские разработки.
В рамках такого механизма взаимодействия, как технологические платформы, группой организаций: ИНХС им. А.В.Топчиева, Институтом проблем химической физики РАН, Институтом катализа им Г. К. Борескова Сибирского отделения РАН, ОАО «Татнефтехиминвестхолдинг», ОАО «ВНИПИнефть», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, НИУ Высшей школой экономики при поддержке Минэнерго России, Российской академией наук и рядом крупных нефтегазовых и машиностроительных компаний была создана и представлена в Минэкономразвития России технологическая платформа «Глубокая переработка углеводородных ресурсов», основной целью которой является обеспечение перехода от сырьевой экономики к инновационному развитию нефтеперерабатывающей, газо- и нефтехимической промышленности.

В рамках платформы уже сформулированы в приоритетном порядке те направления, которые необходимо развивать в первую очередь и которые уже имеют определенный технологический задел:

- процессы получения водорода и синтез-газа;
- технологии создания и производства каталитических систем нового поколения;
- процессы переработки тяжелых нефтей и нефтяных фракций;
- производство эффективных и экологически чистых моторных топлив и сырья для нефтехимии;
- процессы переработки попутного и природного газов;
- процессы производства полимерных материалов, в том числе для экстремальных условий и производства композиционных материалов;
- энергосберегающие технологии;
- технологии нефтехимического основного и тонкого органического синтеза;

Функционирование платформы предполагается в рамках механизма частно-государственного партнерства через создание управляющих компаний.

В качестве такой управляющей компанией может выступить Российский институт нефти и газа, создаваемый в настоящее время в соответствии с договоренностями о долевом участии заинтересованных организаций.

Актуальность технологической платформы существенно возрастает в связи с задачами модернизации российской экономики, переходом от сырьевой ориентации на производство продукции глубокой переработки с высокой добавленной стоимостью. Именно в рамках этой технологической платформы планируется обеспечить разработку комплекса технологий глубокой переработки углеродсодержащего сырья и создание условий для ресурсо- и энергосбережения в нефтегазопереработке, нефтехимии и химии, промышленности органического синтеза.

 Структура и основные направления деятельности ТП «Глубокая переработка углеводородных ресурсов

Управление технологической платформой

В результате деятельности технологической платформы предполагается разработать новое поколение технологий полного цикла для глубокой переработки углеродсодержащего сырья (нефть, природный и попутный газ, биомасса) в моторные топлива европейского качества, продуктов нефтехимического и органического синтеза, катализаторов указанных процессов; создать ресурсосберегающие, энергоэффективные и экологически чистые промышленные производства. Как следствие, должно быть не только ликвидировано отставание РФ в данной области, но и обеспечена конкурентоспособность на мировом уровне по альтернативным технологиям, а в ряде случаев — и технологическое лидерство на мировом рынке.

Технологическая платформа является объединением на основании принципов добровольности и равноправности организаций любой формы собственности, государственных учреждений, профессиональных объединений, ассоциаций и негосударственных организаций, разделяющих цели и задачи технологической платформы и участвующих в их достижении.

Дальнейшее присоединение к технологической платформе заинтересованных организаций будет осуществляться путем обращения к координатору Платформы (ОАО «ВНИПИнефть», генеральный директор Капустин В.М.) по установленной в рамках организационных документов форме (Устав или Положение), которые будут разработаны в процессе введения в действие Платформы.

Р е ш е н и е:

1. Рекомендовать руководителям ОАО «ВНИИ НП» (Винокурову Б.В.) и ОАО «ВНИИнефтехим» (Курбатову П.И.) обратиться к координатору технологической плат­формы «Глубокая переработка углеводородного сырья» по включению в ее состав разработку современных конкурентоспособных отечественных проектов, направленных на повышение глубины переработки нефти и качества продукции, и, в первую очередь:

- базового отечественного проекта гидрокрекинга вакуумных дистиллятов (ОАО «ВНИИ НП»);

- процесса каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора в движущемся слое (ОАО «ВНИИнефтехим»).

2. Руководителям отраслевых научно-исследовательских и проектных институтов, не вошедших в состав утвержденной технологической платформы «Глубокая переработка углеводородного сырья», рассмотреть целесообразность присоединения к ней в установленном порядке.

3. С целью активного содействия продвижению в рамках технологической платформы отечественных конкурентоспособных технологических процессов переработки углеводородного сырья в строгом соответствии с утвержденной Правительством РФ Энергетической стратегией России на период до 2030 года создать постоянно действующую комиссию в составе:

Килячков А.А. – заместитель директора Департамента переработки нефти и газа Минэнерго России (по согласованию)

Савинов А.Е. – заместитель директора Департамента добычи и транспортировки нефти и газа (по согласованию)

Хаджиев С.Н. – директор ИНХС им. А.В. Топчиева РАН, академик РАН

Рябов В.А. – генеральный директор АНН

Капустин В.М. – генеральный директор ОАО «ВНИПИнефть», д.т.н., профессор

Баженов В.П. – Председатель Правления СРО НП «Нефтегазсервис»

Винокуров Б.В. – генеральный директор ОАО «ВНИИ НП»

4. Обратить внимание руководителей научно-исследовательских и проектных институтов на необходимость возрождения в их составе опытных баз, опытно-промыш­ленных производств и исследовательских центров.

******

2. Автоматизация производственных процессов на базе современных технических и программных средств. Состояние и развитие. (Решение Правления АНН, протокол от 24.11.2010 № 101)

2.1. ОАО «ЛУКОЙЛ»

Автоматизация производственных процессов на базе современных технических и программных средств. Состояние и развитие (Малиновский В.А. — Главное управление нефтепереработки и нефтехимии, главный специалист Отдела механоэнергетической экспертизы)

Проблемы автоматизации предприятий до 2008 года.

До 2008 года не проводилась централизованная политика развития средств и систем автоматизации на перерабатывающих предприятиях Компании. Каждое предприятия осуществляло автоматизацию технологических и производственных процессов исходя из собственных приоритетов, исторически сложившейся ситуации, в результате чего на предприятиях была сформирована крайне разнородная среда средств и систем автоматизации, что привело к следующим негативным факторам:

1. Сложность, а зачастую невозможность, интеграции систем управления технологическими процессами в Единую Операторную предприятия.

2. Проблематичное внедрение систем автоматизации задач производственного уровня (автоматизированное получение производственной отчетности предприятия, сведения материальных балансов, календарное планирование и т.д.), в конечном итоге – формирования единого информационного пространства управления предприятием.

3. Существенное увеличение совокупной стоимости владения системами и средствами автоматизации:

- необходимость приобретения разнородного ЗИП и комплектующих;
- затраты на обучение персонала обслуживанию разнотипного оборудования;
- затраты на сервисное обслуживание разнородного оборудования.

Задачи проектов, реализуемых в рамках комплексной автоматизации:

1) Повышение уровня безопасности технологических процессов.
2) Повышение мощности загрузки НПЗ
3) Повышение эффективности:

- увеличение выхода целевой продукции

- увеличение межремонтных пробегов установок

- снижение энергопотребления и затрат на производство

4) Сокращение численности персонала предприятий

Принципы автоматизации производства

1. Централизация управления предприятием. Строительство на всех предприятиях Единой Операторной, перевод на централизованное управление из Единой Операторной всех технологических установок, оснащенных современными РСУ и ПАЗ.

2. Внедрении функциональных систем улучшенного управления АРС (Advance Process Control) на основных процессах переработки с использованием единого поставщика программно-аппаратных средств.

3. Замена устаревших пневматических систем управления на современные системы РСУ и ПАЗ. Модернизация КИП и А, регулирующих и отсечных клапанов.

4. Внедрение компьютерных тренажерных комплексов операторов технологических установок

Основные организационно-технические решения и подходы к автоматизации производства

1. Рациональный выбор программно-технических комплексов по каждому НПЗ (внедрение новых РСУ, модернизация АСУТП) с учетом требований по унификации существующей структуры поставщиков, с учетом соблюдения принципа «одно предприятие – один поставщик РСУ и ПАЗ».

2. Организация сетевой инфраструктуры для объединения РСУ технологических установок на базе промышленной, отказоустойчивой сети передачи данных.

3. Строительство Единых Операторных (ЕО). Организация в ЕО зон управления по производственному принципу, последовательный перевод в ЕО рабочих мест (АРМ) операторов установок оснащенных АСУ ТП, отвечающих техническим требованиям по интеграции.

4. Применение однотипного пользовательского интерфейса на автоматизированных рабочих местах операторов установок и объектов.

Практическая реализация организационно-технических решений и подходов

1.   Рациональный выбор программно-технических комплексов по каждому НПЗ.

Среди поставщиков распределенных систем управления и систем противоаварийной защиты был проведен конкурсный отбор на предмет включения в «Короткий список поставщиков». Конкурсный отбор был осуществлен максимально эффективно, с участием всех заинтересованных сторон из числа структурных подразделений Компании, представителей предприятий. Выбор претендентов осуществлялся исходя из принципа экономической целесообразности, потенциальных возможностей поставщика оборудования, исторической ситуации, сложившейся на конкретных предприятиях.

Результатом этой работы стали заключения «Основных соглашений о сотрудничестве» с выбранными поставщиками РСУ и ПАЗ.

В конечном итоге получены:

Существенные скидки на поставку оборудования и инжиниринговые работы:

1. Прозрачный механизм ценообразования на оборудование РСУ И ПАЗ.

2. Благодаря возможности приобретения оборудования РСУ и ПАЗ без проведения тендера – возможность сокращения времени на осуществление автоматизации предприятий.

3. Существенное сокращение совокупной стоимости владения РСУ и ПАЗ на всем жизненном цикле оборудования за счет унификации оборудования, сокращения ЗИП и обучения персонала.

4. Формирование однородной среды систем управления и ПАЗ в рамках одного предприятия.

5. Возможность легкой интеграции РСУ и ПАЗ различных технологических объектов в Единой Операторной.

Аналогичные мероприятия по формированию «Короткого списка» поставщиков были осуществлены в части выбора поставщиков КИП и А, отсечных и регулирующих клапанов. Результатом стало формирование «Короткого списка» по направлениям:

1. Датчики расхода, давления, уровня.

2. Отсечные и регулирующие клапана.

3. Аналитическое оборудование.

2.   Организация сетевой инфраструктуры для объединения РСУ технологических установок на базе промышленной, отказоустойчивой сети передачи данных

На всех нефтеперерабатывающих предприятия Компании в период с 2008 г. по настоящее время осуществлялись работы по созданию мультисервисной, отказоустойчивой сети передачи данных, которая позволит решать следующие задачи:

1. Централизация управления технологическими объектами в Единой Операторной предприятия.

2. Вывод управления в ЕО вновь строящихся технологических объектов с минимальными затратами в минимально возможно время.

3. Возможность внедрения программного обеспечения для автоматизации задач оперативно-диспетчерского управления.

4. Формирования единого информационного пространства предприятия.
3. Строительство Единых Операторных

На всех предприятиях Компании построены здания Единых Операторных. Вывод управления в Единую Операторную и осуществление управления технологическими процессами предприятия из Единой Операторной осуществляется по мере готовности как технологических объектов (наличие современных РСУ и ПАЗ, готовность сетевой архитектуры, проведение необходимых организационно-распорядительных мероприятий).

4. Применение однотипного пользовательского интерфейса на автоматизированных рабочих местах операторов установок и объектов

 Целью создания стандарта является унификация операторского интерфейса для единообразного представления элементов управления, единого восприятия информации при выполнении операторских задач по мониторингу, управлению и диагностике для повышения эффективности и безопасности ведения технологического процесса.

C целью поддержки реализации Программы комплексной автоматизации и консолидации компетенции в составе ООО «ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ» было создано специализированное структурное подразделение. Его сотрудники принимают участие в выполнении проектов, реализуемых в рамках Программы, в том числе по направлениям:

-    Внедрение РСУ и ПАЗ;

-    Внедрение систем усовершенствованного управления;

-    Внедрение тренажерных комплексов операторов технологических объектов;

-    Внедрение систем управления производством.

ООО «ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ», наряду с деятельностью в рамках сервиса по направлению АСУТП и АСУ производства, реализовывает проекты в рамках Программы комплексной автоматизации с максимальным использованием собственных ресурсов, перераспределяя их между регионами, и с привлечением ресурса компаний, выбранных в рамках коротких списков поставщиков.

В рамках Программы комплексной автоматизации производства предприятий нефтепереработки, газопереработки и нефтехимии за последние 3 года реализованы или находятся в стадии реализации проекты по различным направлениям.

На новых установках учитываются требования «Стандарта эффективности распределенной системы управления и противоаварийной защиты технологических процессов нефтегазопереработки. Основные требования к составу технических средств и программного обеспечения» а так же, «Стандарта эффективности — единый операторский интерфейс технологических процессов нефтегазопереработки. Основные требования к оформлению операторского интерфейса» Стандарты разработаны Главным управлением нефтепереработки и нефтехимии.

Внедрение функций усовершенствованного управления АПС технологическими процессами осуществлено более чем в 10 проектах.

По результатам эксплуатации систем АПС на технологических установках получены реальные экономические эффекты, отражающиеся в модели RPMS и учитывающиеся при последующем планировании.

Главным управлением нефтепереработки и нефтехимии разработана и утверждена руководством ОАО «ЛУКОЙЛ» Программа стратегического развития информационно-технологи­ческого обеспечение на период 2009-2019 годы, которая предусматривает планомерную автоматизацию как технологических, так и производственных процессов.

Реализация этой программы позволит в полной мере обеспечить производство необходимыми средствами и системами автоматизации, что в свою очередь позволит повысить эффективность деятельности перерабатывающих предприятий ОАО «ЛУКОЙЛ».

            ОАО «Газпром нефть»

Комплексная Программа автоматизации системы управления производством ОАО  «Газпромнефть–Омский НПЗ» (Козлов А.В. — Руководитель проектного офиса по автоматизации систем управления предприятием, Управление заказчика ИТАТ, ОАО «Газпромнефть–Омский НПЗ»)

Комплексная программа развития автоматизированной системы управления производством (КПАП) – набор проектов по автоматизации сгруппированных по процессам системы управления предприятием.

Область применения – все процессы управления предприятием от сбора данных и управления отдельными параметрами, до расчета комплексных показателей хозяйственной деятельности.

КПАП основывается на стратегии развития предприятия, мастер-плане по автоматизации и текущих потребностях подразделений.

Горизонт планирования КПАП — 3 года при ежегодной актуализации программы.

Основы планирования КПАП

1. В основе АСУ предприятия и КПАП соответственно лежит производственная модель предприятия и модель системы управления предприятием.

1.1.       Основные процессы системы управления предприятием:

- Управление переработкой углеводородов;
- Управление энергоснабжением;
- Управление ТО и ремонтами оборудования;
- Управление капитальным строительством;
- Управление материально-техническим и транспортным обеспечением;
- Управление персоналом;
- Управление применением ИТ и средств автоматизации;
- Управление затратами и финансами;
- Общее руководство.

1.2.       АСУП имеет два основных уровня иерархии: уровень предприятия и уровень производственных участков (подразделений).

1.3.       Основные требования к взаимодействию подсистем АСУП устанавливаются связями между процессами системы управления предприятием.

2.        Применяемые решения АСУП

2.1.       АСУТП (Centum, Advant) – управление производственными участками процесса переработки углеводородов.

2.2.       АСУ диспетчерского управления электроснабжением (Stardom, ClearSCADA), АСУТП (InTouch, Modicon) — управление производственными участками процесса энергоснабжения.

2.3.       Производственная информационная система (PI-ssytem), Лабораторная информационная система (Q-DIS), АС контроля, учета и сведения материального баланса (АС КУБ), Информационная система энергоресурсов (АС КУБ) – Управление переработкой углеводородов и энергоснабжением на уровне предприятия.

2.4.       Локальные приложения для управления процессами ТО и ремонтов, Капитального строительства и управления применением ИТ.

2.5.       Система управления ресурсами предприятия (SAP R/3) – Процессы МТО, управления персоналом, управления затратами и финансами.

3.   Состав и основные решаемые задачи по подпрограммам КПАП

4.  Основные проекты

- Узлы коммерческого учета нефтепродуктов и энергоресурсов;
- Создание АС учета, контроля и согласования материальных балансов нефтепродуктов и энергоресурсов;
- Создание АСУ диспетчерского управления электроснабжением;
- Создание центра обработки данных.
- Консолидация операторных, техническое перевооружение центра управления производством;

Технология объединенных операторных

Концепция предусматривает консолидацию управления групп близлежащих установок в объединенных операторных бункерного типа и последующую интеграцию данных с центром управления производством

Объединенная операторная ОП-1

- В 2010 г. объединено управление Л-35/11-1000 и Изомалк в ОП-2;
- В 2011 г. реализуется проект консолидации управления в ОП-1 (установки АВТ, ГФУ-2, Каткрекинг);
- На 2012, 2013 гг. запланированы проекты консолидации управления в ОП-3 (алкилация, РОСК и ГФУ)

5.  Перспективные задачи

1) Обеспечение горизонтальной интеграции данных между процессами на уровне производственных участков;
2) Каскадирование целевых показателей хозяйственной деятельности на уровень производственных участков (подразделений);
3) Обеспечение управления производственными участками (подразделениями) на основе ключевых показателей:

- показатели производительности;

- эксплуатационная готовность;

- инциденты;

- себестоимость.

            ООО «НПО ТЕХНОКОНТ»

Современная инфраструктура эффективной эксплуатации САР на предприятиях непрерывного цикла (Серёжин Леонид Павлович — генеральный директор)

НПО ТЕХНОКОНТ единственное в России специализированное предприятие в области повышения эффективности функционирования существующих на предприятии САР, входящих в состав АСУТП.

Уже более 15-ти лет специалисты НПО ТЕХНОКОНТ успешно разрабатывают уникальное программное обеспечение и методики, выполняют специализированные услуги по разработке и наладке САР, повышают квалификацию эксплуатационного персонала с предприятий.
Использование продукции НПО ТЕХНОКОНТ и подготовка грамотного эксплуатационного персонала позволяет существенно повысить эффективность работы технологической установки «нетехнологическими» средствами, т. е. исключительно за счет оптимизации работы существующих Систем Автоматического Регулирования (САР). Тем самым улучшаются такие производственные показатели, как прибыль, производительность, качество продукции, ее себестоимость. Технологические процессы становятся более стабильными, что приводит к повышению безопасности всего производства в целом.

В рамках своей деятельности осуществляет:

- аудит САР;
- подготовка квалифицированного персонала;
- методики и инструментарий для наладки САР;
- наладка сложных САР;
- разделы САР в проектной и эксплуатационной документации;
- системные, архитектурные, алгоритмические решения САР;
- сервисное и информационное обеспечение;

НПО ТЕХНОКОНТ является представителем ExperTune в России.

ExperTune

Основан 25 лет назад

Наблюдение за производительностью и оптимизация контуров регулирования

Поддержка большинства производителей DCS

1000 инсталляций по всему миру

Является лидером в своей отрасли

Имеет награды за программное обеспечение

Международные продажи и сеть поддержки

Располагается в Хартланде, штат Висконсин США

            ООО «НПЦ Динамика» (г. Омск)

Инновационная технология безопасной ресурсосберегающей эксплуатации технологических комплексов НПЗ (Костюков А.В. — первый заместитель генерального директора)

Благодаря многолетним фундаментальным и прикладным исследованиям, а так же широкомасштабному внедрению на нефтеперерабатывающих предприятиях РФ и СНГ систем автоматической вибродиагностики и комплексного мониторинга состояния оборудования КОМПАКС^® научно-производственным центром «Динамика» разработаны и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии введены в действие с января с.г. национальные стандарты ГОСТ Р 53563-2009 «Мониторинг состояния оборудования опасных производств. Порядок организации», ГОСТ Р 53564-2009. «Мониторинг состояния оборудования опасных производств. Требования к системам мониторинга», ГОСТ Р 53565-2009. «Мониторинг состояния оборудования опасных производств. Вибрация центробежных насосных и компрессорных агрегатов».

Вышеперечисленные стандарты позволяют перейти от системы планово-предупредительного обслуживания к безопасной ресурсосберегающей эксплуатации оборудования опасных производств по фактическому техническому состоянию в реальном времени на основе систем мониторинга.

Системы автоматической вибродиагностики и комплексного мониторинга состояния оборудования КОМПАКС^® превосходят по своим техническим и потребительским характеристикам системы мониторинга других мировых производителей по уровню технико-экономической эффективности опережают наиболее близкие аналоги минимум на 10 лет, не имеет аналогов в мире. Благодаря наличию встроенной автоматической экспертной системы при внедрении на технологических установках НПЗ систем КОМПАКС^® вся ответственность за надежную и безаварийную эксплуатацию оборудования установки переносится на низовой технологический персонал, который обязан своевременно выполнять предписания, выдаваемые системой как в виде графических и текстовых сообщений на экран монитора, так и посредством человеческого голоса в помещение операторной. А благодаря внедрению диагностической сети предприятия Compacs-Net^® у руководства появляется объективная информация не только о состоянии оборудования, но и о результативности работы персонала по обеспечению безопасной ресурсосберегающей эксплуатации оборудования технологической установки.

Однако существуют определенные объективные и субъективные проблемы внедрения инновационных методов управления эксплуатацией оборудования на предприятиях нефтепереработки. В первую очередь это предпочтение по поставкам импортного оборудования. При этом зачастую приобретается техника (системы мониторинга) не просто менее конкурентоспособная по сравнению с системами КОМПАКС^®, а уровня 80-х годов прошлого века. Складывается ситуация, при которой компанией ставятся заводам задачи по увеличению межремонтного периода эксплуатации технологических установок до 3-5 лет, с одной стороны, а с другой, существенно ограничиваются любые инициативы заводов по организационно-техническому обеспечению выполнения поставленных задач. Выделяемые под эти программы средства зачастую осваиваются неэффективно, например, вместо оснащения производства современными системами мониторинга, которые и обеспечивают наблюдаемость технического состояния эксплуатируемого оборудования, денежные средства, сопоставимые по величине с ценой оснащения всего предприятия, расходуются на привлечение «консультантов», которые пишут разнообразные отчеты, излагая в них даже не свой опыт, а идеи работников обследуемых заводов, или, другой пример, когда вместо оснащения четырех технологических установок высокотехнологичными системами мониторинга на аналогичную сумму оснащается один центробежный компрессорный агрегат системой американского производства более низкого класса (по ГОСТ Р 53564-2009), или, когда по намного более высокой цене приобретается система иностранного производств и конфигурируется по разработанным НПЦ «Динамика» нормативным документам без ссылки на авторов. Проблема всего вышеперечисленного в отсутствии единой прозрачной технической политики в рамках компаний, что во многих случаях прикрывается необходимостью проведения тендерных процедур и т.п., хотя широко известна практика подписания стратегических соглашений с ведущими инновационными предприятиями и в России и за рубежом, что существенно повышает эффективность инвестиций в высокотехнологичные активы за счет снижения их стоимости на всех этапах жизненного цикла, а не только на этапе приобретения. В качестве альтернативного положительного примера решения можно назвать абсолютно грамотный и продуманный подход к обеспечению безопасной ресурсосберегающей эксплуатации нефтеперерабатывающих производств в НК «РОСНЕФТЬ», где руководством поставлена задача в условиях серьезной модернизации и нового строительства нефтеперерабатывающих мощностей создать концепцию обеспечения и внедрить современные подходы к безопасной эксплуатации оборудования НПЗ с привлечением, прежде всего, отечественных компаний, обладающих передовыми технологиями в области мониторинга и технической диагностики в реальном времени. Так же необходимо отметить ОАО «Газпромнефть – Омский НПЗ», долгие годы последовательно и планомерно реализующий целенаправленную политику по обеспечению безопасности и экономической эффективности работы технологических комплексов предприятия. Резюмируя вышесказанное, необходимо подчеркнуть, что в ситуации, когда именно российской компании принадлежит лидерство в столь инновационной сфере, как мониторинг и техническая диагностика оборудования в реальном времени, необходимо в первую очередь использовать этот опыт на НПЗ России, комплексно подходя к вопросу управления безопасной ресурсосберегающей эксплуатацией нефтеперерабатывающих производств. Подписание стратегических соглашений о сотрудничестве в этой сфере поможет более эффективно решать вопросы обеспечения безаварийной и экономической эффективности работы нефтеперерабатывающих предприятий.

В связи со всем вышеизложенным, считаем целесообразным внести следующие предложения в протокол заседания Правления и в программу «Глубокая переработка углеводородного сырья до 2015 года»:

1. В условиях широкомасштабной модернизации и нового строительства нефтеперерабатывающих мощностей, с учетом необходимости существенного повышения межремонтного периода эксплуатации технологических комплексов НПЗ, рекомендовать профильным департаментам ВИНК разработать концепцию внедрения передовых методов управления основными производственными фондами нефтеперерабатывающих предприятий на основе национальных стандартов в области мониторинга состояния оборудования опасных производств, технологии безопасной ресурсосберегающей эксплуатации оборудования и систем мониторинга КОМПАКС^®.

2. Рекомендовать подписание стратегических соглашений между профильными департаментами нефтяных компаний и НПЦ «Динамика», направленных на создание комплексных инновационных систем управления безопасной ресурсосберегающей эксплуатацией нефтеперерабатывающих производств, которые обеспечат глобальное повышение безопасности и экономической эффективности нефтепереработки.

3. Рекомендовать нефтеперерабатывающим заводам комплексно оснащать действующие, реконструируемые и вновь строящиеся производства системами мониторинга состояния оборудования КОМПАКС^®, для чего на этапе составления технических заданий на проектирование включать в них разделы, посвященные проектированию систем мониторинга технического состояния оборудования технологических комплексов в реальном времени.

Р е ш е н и е:

1. Принять к сведению информацию о состоянии и перспективах развития автоматизации производственных процессов на базе современных технических и программных средств предприятий ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО «Газпром нефть», а также информацию содокладчиков ООО «НПО ТЕХНОКОНТ» и ООО «НПЦ Динамика».

2. В целях выработки мер, направленных на совершенствование систем автоматизированного управления производственными процессами на российских нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях провести в 2011 году «круглый стол» или конференцию с участием специалистов служб главного метролога нефтяных компаний, НПЗ и предприятий отечественного приборостроения.

Итоги «круглого стола» (конференции) довести до Минэнерго России, Минпромторга России, Ростехнологии.

3. Рекомендовать руководителям действующих средних независимых НПЗ (ЗАО «Антипинский НПЗ», ООО «Марийский НПЗ», ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов», ООО «Енисей», ЗАО «Трансбункер-Ванино»), а также вновь проектируемых и строящихся НПЗ (ЗАО «НефтеХимСервис», ООО «Западно-Сибирский НПЗ») при формировании программ комплексного развития предприятия предусматривать создание единых операторных управления производством.

4. Создать на выборной основе постоянно-действующий Совет главных метрологов (прибористов) по аналогии с действующим Советом главных механиков нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий России и стран СНГ.

4.  О ходе выполнения инвестиционной программы ОАО «Московский НПЗ» (Решение Правления АНН, протокол от 16.06.2010 № 99) (Галкин В.В. – исполнительный директор – руководитель Проекта по преобразованиям и операционным улучшениям)

Программа развития ОАО «Московский НПЗ» была разработана в 2007 году ОАО «ВНИПИнефть». Программа включает в себя три этапа и направлена на обеспечение производства топлив класса 4 и 5 (первый и второй этап соответственно), а также на увеличение глубины переработки нефти на базе установки гидрокрекинга гудрона (третий этап). Суммарный объем инвестиций оценивается в 66 млрд. руб.

Программа реконструкции МНПЗ была представлена на заседаниях Правления АНН в 2010 году (Протоколы № 96 и № 99).

В настоящее время завод приступил к реализации первого этапа реконструкции, который включает реализацию 6 инвестиционных проектов: строительство установок изомеризации легкой нафты (пуск 4 кв.2012г.), гидроочистку бензина каталитического крекинга (пуск 4 кв. 2012г.), строительство механических очистных сооружений (экологическое мероприятие, пуск декабрь 2011г.), реконструкцию установки производства серы (экологическое мероприятие, пуск в 2012 и 2014 гг.), большой битумной установки (2012г.), установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24/2000 (2012г.). По данным установкам выполняется рабочее проектирование, осуществляется заказ оборудования длительного срока изготовления. Для установок изомеризации и гидроочистки бензина каталитического крекинга начаты работы по подготовке площадки.

При проектировании вышеуказанных инвестиционных проектов определены объемы реконструкции/строительства ОЗХ, для которых в настоящий момент начато проектирование. Это такие объекты как центральная операторная, резервуарные парки, подача электроэнергии и природного газа на МНПЗ, ХВО, производство азота и др.

Второй этап реконструкции завода включает в себя строительство комплексной установки переработки нефти мощностью 6 млн.т/год в составе ЭЛОУ-АВТ, ГФУ, риформинг, гидроочистка дизельного топлива. Также предусматривается реконструкция установки каталитического крекинга с увеличением производительности и строительство установки алкилирования.

В рамках второго этапа по требованию акционеров рассматривается возможность увеличения переработки нефти до 12 млн.т/год, что требует пересмотра мощностей вторичных процессов.

Рассматриваются два основных варианта.

Первый – реконструкция установки каталитического крекинга до 2,6-3,2 млн.т/год со строительством/реконструкцией сопутствующих установок, позволяющих квалифицированно переработать продукты крекинга,

Второй — строительство комплекса глубокой переработки нефти на базе установки гидрокрекинга вакуумного газойля.

Учитывая влияние мирового экономического кризиса, а также корректировки объема реконструкции первых двух этапов, принято решение о пересмотре состава и сроков реализации проектов реконструкции 3-го этапа. В 2011 году запланировано проведение актуализации программы развития завода до 2020 года для второго и третьего этапов. Реализация первого этапа останется без изменений.

Основными задачами МНПЗ на 2011 год является продолжение рабочего проектирования по объектам, включенным в первый этап реконструкции, заказ в полном объеме оборудования с длительным сроком изготовления, выполнение работ на площадке в соответствии с подготовленными графиками.

Р е ш е н и е:

1. Обратить внимание руководства ОАО «Газпром нефть» на отставание завода от передовых предприятий отрасли в области оснащенности производства современными высокоэффективными технологиями переработки нефти.

Наличие таких технологий позволит существенно улучшить экологическую обстановку в близлежащих населенных районах Москвы и области.

2. Просить руководство ОАО «Газпром нефть» о необходимости принятия решения по передаче объектов нефтехимии, находящихся в настоящее время в собственности ОАО «Сибур», в собственность ОАО «Московский НПЗ». Интеграция нефтеперерабатывающих и нефтехимических мощностей в рамках завода и единое управление этими блоками позволит существенно повысить синергетический производственный потенциал Московского НПЗ.

Рекомендовать организовать выпуск изделий из полипропилена в построенном для этих целей корпусе.

4. О выдвижении генерального директора АНН Рябова В.А. на соискание государственной награды «Заслуженный химик РФ» (Информация генерального директора ОАО «ВНИПИнефть» В.М. Капустина)

В связи с рекомендацией Российского Союза химиков (Иванов В.П.), Союза Нефтегазопромышленников России (Шмаль Г.И.) и ОАО «ВНИПИнефть» (Капустин В.М.) предлагается принять решение о выдвижении генерального директора Ассоциации Рябова Виктора Андреевича за большие заслуги в становлении и развитии российской нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности и в связи с юбилейной датой со дня рождения на соискание государственной награды «Заслуженный химик Российской Федерации».

Р е ш е н и е:

1. Поддержать рекомендацию Российского Союза химиков (Иванов В.П.), Союза Нефтегазопромышленников России (Шмаль Г.И.) и ОАО «ВНИПИнефть» (Капустин В.М.) по выдвижению генерального директора Ассоциации Рябова Виктора Андреевича на соискание государственной награды «Заслуженный химик Российской Федерации» за большие заслуги в становлении и развитии российской нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности и в связи с юбилейной датой со дня рождения

2. ОАО «ВНИПИнефть» (Капустин В.М.), Российскому Союзу химиков (Иванов В.П.) совместно с Дирекцией АНН подготовить и представить в установленном порядке документы на Рябова В.А. по присвоению ему государственной награды «Заслуженный химик Российской Федерации».

 
Председатель Правления АНН, академик РАН С.Н. Хаджиев
Генеральный директор В.А. Рябов
Секретарь    Ю.Н. Горячева