12
кластеров Российской Федерации в 2010-2025 гг. для удовлетворения
внутреннего спроса на продукцию НГХК страны (табл. 2).
Таблица 2
Проекты развития нефтегазохимических кластеров РФ в 2010-2025 гг. [5]
Кластер
Количество проектов по
развитию
кластера
Производственные мощности
кластера после реализации
проектов, млн. тонн базовых
полимеров
Северо-Западный
2
1,6
Западно-Сибирский
22
2,4
Восточно-Сибирский
9
2,0
Волжский
107
4,0
Каспийский
7
0,6
Дальневосточный
5
1,6
Планируется, что при реализации разработанной и утвержденной
стратегии развития отрасли НГХ прирост мощностей по базовым полимерам в
России до 2025 гг. составит в среднем 11,5% в год [5].
В рамках Плана запланировано два крупнейших проекта развития
отрасли: ЗапСибНефтехим, Амурский ГХК, реализацию которых будут
осуществлять две крупнейшие нефтегазохимические компании – Сибур и
Газпром. Эти наиболее крупные инвестиционные проекты смогут
обеспечить полное импортозамещение по базовым полимерам в России,
мощный экспортный канал на юго-восточную Азию, а также принесет стране
до 0,7-0,8% прироста ВВП [5].
Таким образом, российским предприятиям необходимо стремиться
встать в один ряд с крупнейшими мировыми нефтегазовыми и
нефтегазохимическими гигантами. Для этого не только предприятиям, но и
властям необходимо учитывать мировые тенденции, руководствоваться
целью повышения степени диверсификации, роста рентабельности, а также
резко активизировать свою роль способствовать выходу из кризиса
отечественной нефтегазохимии.
13
1.2. Системы управления развитием предприятий
нефтегазохимического комплекса
В нефтяной и газовой промышленности содержание и характер под-
готовки производства в основном определяются природными условиями
разведки и разработки новых месторождений, а также выбором способов
эксплуатации скважин с целью повышения нефте- и газоотдачи.
Следует отметить, что темпы роста добычи нефти и газа во многом
зависят от успехов бурения. Бурение скважин - это капитале- и материалоемкое
производство, которое занимает центральное место в развитии нефтегазовой
отрасли. Именно буровые предприятия создают новые нефтегазодобывающие
мощности. Важнейшей частью их стратегии является повышение
экономической эффективности производства буровых работ.
Основными элементами комплексной организации новых производств по
добыче нефти и газа являются следующие составляющие:
- техническая;
- конструкторская;
- технологическая;
- организационная;
- экономическая;
- социальная;
- экологическая.
Таким образом, процессы научных исследований, технических и ор-
ганизационных разработок и другие работы инженерного характера являются
основными для подготовительной стадии добычи углеводородов.
Большая доля работ по организации новых нефте- и газодобывающих
производств выполняется в научно-исследовательских и проектных институтах,
опытно-конструкторских организациях.
Главной задачей подготовки новых производств в нефтегазовой отрасли
является обеспечение требуемых объемов добычи углеводородов с
14
минимальными затратами трудовых и материальных ресурсов при максимально
возможных коэффициентах нефте- и газоизвлечения.
Одной из основных составляющих подготовки производства является
глубокое изучение природных условий последующей разработки каждой
залежи. Лишь при этом возможно правильное решение задач, связанных с
обоснованием и комплексным внедрением технологических, технических и
организационных принципов, отражающих достижения науки и техники в
области геологоразведки, проведения буровых работ, разработки и
эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.
В результате проведения подготовки производства разрабатывают и
утверждают различного рода документацию. К основным ее видам относятся:
- технические проекты по изготовлению продукции;
- рабочие чертежи и схемы;
- технологические карты;
- документы, регламентирующие рациональную организацию рабочего
места;
- расчетные показатели норм затрат труда, материалов, энергии,
технологического топлива и др.
Подготовка производства осуществляется в соответствии с перспек-
тивными и ежегодными планами развития предприятия и требует опреде-
ленных капитальных вложений и текущих затрат предприятия.
Также следует отметить, что в добывающих отраслях влияние мате-
риальных затрат на себестоимость продукции незначительно. При этом в
других сферах экономики их доля в общей сумме затрат на производство может
достигать 90%.
В себестоимость продукции (работ, услуг) в добывающих отраслях
включаются затраты на подготовку и освоение производства (до недавнего
времени это даже регламентировалось на законодательном уровне со-
ответствующим Постановлением Правительства РФ). К таким работам от-
носятся: доразведка месторождений, очистка территории в зоне открытых
15
горных работ, площадок для хранения плодородного слоя почвы, исполь-
зуемого при последующей рекультивации земель, устройство временных
подъездных путей и дорог для вывоза добываемого сырья, другие виды работ.
Добыча нефти и газа представляет собой длительный процесс, состоящий
из множества этапов. Формирование себестоимости добычи углеводородного
сырья связано с комплексом различных стадий геологоразведки, разработки
месторождений, эксплуатации скважин и промыслового хозяйства.
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений про-
исходят в течение длительного периода и включают буровые работы, вскрытие
и освоение продуктивного пласта, управление движением флюидов в пласте к
забоям эксплуатационных скважин, их подъем по стволу скважин на
поверхность, транспортировку углеводородного сырья от устья скважин до
пунктов сбора и т. д.
Другой особенностью производств добывающей промышленности
являются расчеты сроков амортизации по конкретным видам основных фондов.
Амортизационные периоды для многих видов сооружений и оборудования
нефтяной и газовой промышленности определяются периодом исчерпания
сырьевых ресурсов.
Следует также отметить, что отнесение основных фондов предприятия к
активной или пассивной части (соответственно - либо непосредственно
участвующих в превращении предметов труда в готовую продукцию, либо
создающих необходимые условия для этого превращения) зависит от
отраслевых особенностей. Для нефтяной и газовой промышленности активной
частью помимо нефте- и газодобывающего оборудования также являются
скважины.
К одной из основных особенностей воздействий на предмет труда
(нефтегазовое сырье и продукты его переработки) в обрабатывающих
производствах НГХК относится комплексность процесса его проведения в
закрытых аппаратах при высоких температурах и давлениях. И для организации
новых нефтегазообрабатывающих производств являются характерными
16
проявления комплексности, каталитичности, агрегатной концентрации,
прогрессивности используемого оборудования, надежность длительной
эксплуатации производства.
Все процессы технологии нефтегазохимических производств можно
подразделить на два больших класса - механические и физико-химические. К
механическим относят такие процессы, при проведении которых не происходит
молекулярных изменений в предмете труда. Такими процессами являются,
например, процессы перегонки нефти и фракционирования газа, очистки масел
селективными растворителями и абсорбентами, процессы экстракции из
нефтяных фракций различных групп углеводородов селективными
растворителями. Для физико-химических процессов переработки нефти и газа,
нефтяных фракций и процессов химического и нефтехимического синтеза
характерно изменение состава и строения молекул с образованием качественно
новых соединений.
Физико-химические процессы в промышленности делятся на терми-
ческие, термокаталитические и радиационно-химические.
К термическим процессам относятся такие, как пиролиз и термический
крекинг нефтяных фракций и газов, окисление и хлорирование парафинов и
олефинов, процессы спекания, коксование и другие.
Термокаталитические процессы наиболее широко применяются в
промышленности для облагораживания исходного сырья и получения из
нефтяного и химического сырья различных ценных продуктов. К этим
процессам относятся каталитический крекинг, каталитический риформинг,
гидроочистка, гидрокрекинг и другие процессы. С помощью термо-
каталитических процессов осуществляют крекинг нефтяного сырья в при-
сутствии различных катализаторов, изомеризацию парафиновых, арома-
тических и олефиновых углеводородов в присутствии гамма-окиси алюминия,
содержащих платину или в присутствии других катализаторов; риформинг
низко-октановых бензинов в высоко октановые на катализаторах и другие.
17
В нефтеперерабатывающей промышленности свыше 70% нефти пе-
рерабатывается с помощью каталитических процессов.
Все рассмотренные процессы протекают в технологических агрегатах.
Эти агрегаты выбираются по расчету и по определенной схеме соединяются,
создавая различные технологические установки. Рассмотрим классификацию
основных технологических установок нефтепереработки.
К установкам первичной переработки нефти можно отнести установки
ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ. Установка прямой перегонки ЭЛОУ-АТ
предназначена для проведения процесса первичной переработки нефти. Секция
ЭЛОУ (электрообессоливающая) предназначена для подготовки нефти путем
электрообессоливания и обезвоживания на электрическом поле, а секция АТ
(атмосферно-трубчатая) установки предназначена для разделения обессоленной
и обезвоженной нефти на отдельные фракции путем нагревания ее, испарения,
фракционирования и конденсации паров дистиллятов. Установка ЭЛОУ-АВТ
(атмосферно-вакуумная трубчатая) предназначена для подготовки нефти на
электрообессоливающем блоке и переработки на атмосферном и вакуумном
блоках.
Проектная производительность установок первичной переработки нефти,
действующих на отечественных предприятиях, составляет от 1 млн т до 6 млн
т.
К установкам проведения термокаталитических процессов относится
установка каталитического риформинга. Установка каталитического ри-
форминга предназначена для выработки высокооктанового компонента
автомобильных и авиационных бензинов и водородсодержащего газа.
К установкам глубокой переработки нефти можно отнести установки
замедленного коксования и установки прокаливания нефтяного кокса, в
которых протекают термические процессы.
Установка замедленного коксования предназначена для получения
нефтяного кокса, служащего сырьем для электродной промышленности. Кроме
18
целевой продукции - нефтяного кокса, на установке вырабатываются печное
топливо, тяжелый газойль и жирные газы.
Установка прокаливания нефтяного кокса предназначена для удаления
летучих компонентов и влаги и получения прокаленного кокса, соот-
ветствующего требованиям.
Сложность технологии переработки углеводородного сырья определяет
необходимость привлечения к проектированию процессов и управлению их
работой математических моделей и компьютерной технологии. Создание
математической модели процесса является весьма трудоемкой работой и
связано с выполнением большого объема исследовательских работ. При
создании модели, работы проводят по различным уровням сложности, которые
распределяются в зависимости от поставленной задачи, опыта, оснащенности и
информативности.
Вначале, как правило, выделяют тип процесса, относят его к соот-
ветствующему классу и проводят исследования выявлением закономерностей
протекания процесса. Для заданного процесса производят различные
термодинамические, теплотехнические, кинетические и другие расчеты и
экспериментальные исследования. При этом необходимо выявить связи между
входными и выходными, внутренними и внешними переменными процесса.
Затем, если это возможно, развивают теоретические представления о процессе
и его протекании. На основе экспериментальных и теоретических исследований
составляют математическую модель процесса.
На основе данных укрупненной (пилотной) установки с учетом типа
процесса и на основе информации от специалистов-экспертов уточняют
математические модели и определяют адекватности модели оригиналу. В связи
с укрупнением масштаба и повышенным расходом сырья, катализатора и
других видов затрат, процессы в этом случае стремятся вести в рациональных,
близких к оптимальным, которые были выявлены на предыдущих стадиях
исследования. Это снижает энергетические и другие затраты без снижения
ценности полученной информации о работе технологической установки.
19
В России наблюдается значительное увеличение объемов первичной
переработки. До 2020 г. предполагается рост переработки на 17 млн т (без учета
ВНХК), что связано с несколькими причинами. Во-первых, это реконструкция
и замена устаревших установок на НПЗ; во-вторых, увеличение мощностей на
крупных НПЗ за счет строительства новых установок; в-третьих, это
увеличение суммарной мощности НПЗ малой и средней производительности и,
наконец, увеличение мощности НПЗ по сырью для рентабельного ввода
установок вторичной переработки нефти.
Крупнейшим проектом для России является ввод в действие установки
АВТ мощностью 12 млн т/год на Туапсинском НПЗ. На базе Туапсинского НПЗ
возводится фактически с нуля крупный современный завод. Это крупнейший
проект по переработке нефти в России, сейчас на него приходится почти
четверть всех инвестиций в отрасль. По набору основных производственных
установок (гидрокрекинга, каталитического риформинга, гидроочистки топлива
и изомеризации) это будет типичный проект, нацеленный на экспорт
дизтоплива. Другой проект, тоже нацеленный на экспорт дизеля и продуктов
нефтехимии, «Роснефть» осуществляет на Дальнем Востоке.
В последние годы увеличение объемов переработки в России сопро-
вождалось ростом инвестиционной активности, направленной на модер-
низацию и развитие производства. Так, лишь за период с 2005 по 2013 гг.
суммарный объем капитальных вложений в сегмент нефтепереработки по
крупнейшим российским ВИНК вырос с 1,4 млрд до 10 млрд долл. США (в том
числе за последние три года с 7,7 млрд до 10 млрд долл.).
Большинство установок первичной переработки нефти (АТ и АВТ) на
российских нефтеперерабатывающих предприятиях построены в период 1950-
1980 гг. В процессе эксплуатации на установках периодически производились
текущие и капитальные ремонты: замена изношенных трубопроводов,
технологического оборудования, а также по необходимости ремонт
строительных конструкций. Тем не менее, учитывая «почтенный» возраст
установок и несоответствие их требованиям современных и весьма строгих
20
норм промышленной, экологической и пожарной безопасности, руководство
нефтеперерабатывающих предприятий вынуждены решать дилемму: проводить
реконструкцию действующих установок либо сносить их и строить новые.
Вариант строительства новой технологической установки имеет ряд
преимуществ:
- проектная документация выполняется с учетом всех актуальных
требований промышленной безопасности, защиты окружающей среды;
- применяется современное надежное технологическое оборудование;
- для управления технологическим процессом используются автома-
тизированные системы (АСУ ТП);
- современное технологическое, энергетическое оборудование и схемные
решения позволяют значительно снизить удельные расходы энергии, воды на
переработку нефти, что, в свою очередь, позволяет снизить себестоимость
товарной продукции.
К основным недостаткам этого варианта следует отнести:
- необходимость выделения дополнительной площади под новую
установку;
- необходимость привлечения финансовых средств в больших объемах, на
длительный срок и под значительные проценты.
В случае реализации варианта модернизации действующего произ-
водства, зачастую это сопровождается увеличением производительности
технологической установки.
Для принятия решения о техническом перевооружении (реконструкции)
необходимо предварительно провести обследование строительных
конструкций, технологических аппаратов и трубопроводов с целью опре-
деления их остаточного ресурса. Затем необходимо разработать «Основные
технические решения» (ОТР), в которых определить необходимые мероприятия
по реконструкции данной установки, а также инженерных сетей, связывающих
ее с объектами общезаводского хозяйства предприятия. Как правило, эти
мероприятия включают:
21
- ремонт или замену ректификационных колонн (по необходимости);
- замену части насосов более мощными (в случае значительного
увеличения производительности установки);
- замену старых теплообменников или монтаж новых;
- ремонт печей и дооснащение их новыми горелками;
- замену отбракованных участков трубопроводов;
- реконструкцию системы сброса на факел;
- организацию системы аварийного освобождения установки;
- реконструкцию системы пожаротушения;
- внедрение энергосберегающих технологий и оборудования;
- ремонт или реконструкцию системы электроснабжения;
- оснащение установки АСУ ТП;
- необходимый ремонт строительных конструкций.
На основании ОТР определяется прогнозируемая стоимость рекон-
струкции и принимается решение о целесообразности реконструкции
установки. Затем разрабатывается проектно-сметная документация, про-
изводится соответствующая экспертиза.
После реконструкции установка обретает «второе дыхание» на многие
годы.
Целесообразно разрабатывать и осуществлять единый комплекс ме-
роприятий, позволяющий дать «вторую жизнь» установке при одновременном
увеличении ее мощности.
За последние шесть лет были проведены реконструкции семи техно-
логических установок в ОАО «Московский НПЗ», ООО «КИНЕФ», ЗАО
«Краснодарский НПЗ», ООО «Афипский НПЗ» и др. Как показала практика,
затраты на реконструкцию технологической установки с увеличением ее
мощности на 10-50% обычно составляют не более 15-35% объема затрат на
строительство новой установки такой же производительности. В некоторых
случаях заводы проводят реконструкцию в 2-3 этапа с целью использования
только собственных финансовых ресурсов. Такая схема финансирования