Глубина переработки нефти на НПЗ в России и мире

Определение и формула расчета

Российская система нефтепереработки все еще имеет значительное наследие советского прошлого. В то время нефтеперерабатывающие заводы располагались в относительно отдаленных регионах для обслуживания военно-промышленного комплекса, а добыча мазута поощрялась для нужд тяжелой промышленности. Однако этот упор на «жесткие цели» оставил значительную потребность в модернизации, поскольку Россия вступила в постсоветский период, и спрос на более легкие продукты увеличился. Это привело к необходимости увеличения глубины переработки нефти.

Глубина переработки нефти — это величина, которая показывает взаимосвязь между объемом очищенных нефтепродуктов и общим объемом нефти, потребляемой во время переработки. Он рассчитывается по следующей формуле:

Глубина переработки = (Объем переработки — Объем производства мазута — Объем потерь и топлива на собственные нужды) / Объем переработки * 100%

При определении и сравнении показателя глубины переработки нефтяного сырья следует учитывать следующее:

1. Поскольку показатель глубины переработки сырой нефти зависит от потенциального содержания легких фракций в поступающей нефти, кипящей до 350 ° C, сравнение отдельных НПЗ (НПЗ) по этому показателю правомерно только в том случае, если в процессе предприятия сравнивают нефтяные смеси с примерно такое же потенциальное содержание легких фракций с температурой кипения до 350;
2. При прочих равных условиях показатель глубины переработки нефти будет выше на тех НПЗ, которые вместе с нефтью перерабатывают газовый конденсат.
3. Поскольку, в зависимости от ситуации на внешнем и внутреннем рынках, в отдельные месяцы НПЗ увеличивают производство наиболее востребованных потребителями нефтепродуктов (технологическое экспортное топливо, вакуумное дизельное топливо, мазут для судоходства, топливо для двигателей и т.д.) приморский и т подается масло, кипящее до 350 ° С.

В связи с этим глубина переработки нефти не является универсальным показателем для определения эффективности и производительности нефтеперерабатывающего завода.

Таблица 2. Остатки НЗП и объем незавершенных заказов на начало ноября 2007 года

Заключить контракт	Объем незавершенных заказов в начале месяца, руб.	Оставшиеся прямые затраты в начале месяца, руб.
Договор № 1	163 462	103 600
Договор № 2	152,099	96 400

В контрактах указывается стоимость рабочей силы на весь срок действия контракта. Поскольку прямые затраты распределяются на ежемесячной основе, KBtech LLC делит контрактную стоимость между месяцами исполнения контракта, используя данные о количестве календарных дней исполнения контракта. Расчет контрактной стоимости на ноябрь 2007 года представлен в таблице. 3.

Глубина переработки в России

Что касается средней глубины переработки нефти на российских НПЗ, то она составляет около 71% по данным 2014 г. К 2018 г этот показатель вырос и составляет более 80%. Это может указывать на положительную динамику развития нефтеперерабатывающего сектора в России.

Глубина переработки по НПЗ

В настоящее время мощность переработки в России составляет около 300 млн тонн, большая часть из которых сосредоточена на полноценных нефтеперерабатывающих заводах, а остальная часть — на специализированных заводах по переработке газового конденсата, специализированных смазочных установках и серии мини-НПЗ.

Кстати, читайте также эту статью: ООО «Афипский НПЗ

Растение	Общество	Год ввода в эксплуатацию	Мощность, млн тонн в год	Глубина переработки,%
1. Омский НПЗ	Газпром нефть	1955 г	21,1	девяносто два%
2. Киришинефтеоргсинтез	Сургутнефтегаз	1966 г	20,1	57%
3.Рязанский НПК	ТНК-ВР / Роснефть	1960 г	19,1	67%
4.Нижегороднефтеоргсинтез	Лукойл	1958 г	17	65%
5.Ярославнефтеоргсинтез	Славнефть	1961 г	15	67%
6.Пермнефтеоргсинтез	Лукойл	1958 г	13,1	84%
7. Московский НПЗ	Газпром нефть	1938 г	12,3	74%
8. Туапсинский НПЗ	Роснефть	1929 г	12	56%
9. Волгограднефтепереработка	Лукойл	1957 г	11,4	девяносто два%
10. Ангарский нефтехимический комплекс	Роснефть	1955 г	10.2	75%
11. Газпром Нефтехим	Салават Газпром	1948 г	10	82%
12. Новокуйбышевский НПЗ	Роснефть	1951 г	9,5	72%
13.Уфанефтехим	Башнефть	1957 г	9,5	девяносто два%
14. Новоуфимский НПЗ	Башнефть	1951 г	девять	88%
15. Сызранский НПЗ	Роснефть	1942 г	8,5	69%
16.ТАИФ НК	ТАИФ НК	1980 г	8,3	75%
17. Комсомольский НПЗ	Роснефть	1942 г	восемь	61%
18. Уфимский НПЗ	Башнефть	1937 г	7,5	73%
19. Ачинский НПЗ	Роснефть	1982 г	7,5	62%
20.ТАНЕКО	Татнефть	2011 г	7	75%
21. Куйбышевский НПЗ	Роснефть	1945 г	7	61%
22. Саратовский нефтеперерабатывающий завод	ТНК-ВР / Роснефть	1934 г	7	61%
23. Орскнефтеоргсинтез	Sermules Enterprises Limited	1935 г	5,8	69%
24. Афипский НПЗ	НефтьГазИндустрия	1964 г	5,3	56%
25. Хабаровский НПЗ	Альянс НК	1935 г	5	65%
26. Ухтанеттепереработка	Лукойл	1933 г	4.1	62%
27. Антипинский НПЗ	Холдинг «Химические технологии нефти и газа”	2008 г	3,6	53%
28. Краснодарский НПЗ	ЗАО «КНПЗ-КЕН»	1991 г	3	55%
29. Новошахтинский НПЗ	Юг России	2009 г	2,5	45%
30. Марийский нефтеперерабатывающий завод	Частный	1998 г	1.4	77%

Методы формирования НЗП

Перед распределением прямых затрат между закрытыми и незавершенными заказами необходимо оценить ежемесячный объем каждого заказа, по которому в отчетном периоде выполнялись работы (оказанные услуги).

Вы можете оценить объем заказов:

• по договорной стоимости (без НДС);
• ориентировочная стоимость (без учета нормы прибыли);
• прямые затраты (за исключением относимых прямых затрат);
• натуральные показатели или основанные на их стандартном значении (при условии, что работы или услуги могут быть измерены в натуральном выражении);
• любым другим экономически разумным способом.

После оценки объема заказа налогоплательщик рассчитывает коэффициент доступности заказа:

К = V: (V + V),
GZ PZ OZ VZ
где K — коэффициент, показывающий долю завершенных и
GZ
заказов, принятых покупателями в общем объеме заказов, по которым в
в течение месяца выполнялись работы (оказывались услуги);
V — объем выполненных и принятых клиентами заказов в
PZ
в течение одного месяца;
V — объем незавершенных заказов на начало месяца (в данном
OZ
индикатор включает в себя завершенные заказы, не принятые в начале
месяцев от покупателей);
V — объем выполненных заказов за месяц.
ОТ

Сумма прямых затрат, относящихся к незавершенным сделкам и закрытым заказам, определяется следующим образом:

ПР = (ПР + ПР) х К ,
ВР НЗП НМ ТМ ГЗ
PR = PR + PR — PR ,
НЗП КМ НЗП НМ ТМ ВР
где PR — прямые затраты, приходящиеся на завершенный е
BP
заказы принимаются покупателем в течение одного месяца;
PR — прямые затраты на незавершенное производство в начале
WIP NM
месяцы;
PR — прямые затраты на выполнение работ
TM
(оказание услуг) в месяц;
PR — прямые затраты на незавершенное производство на конец месяца.
НЗП, км

Прямые затраты распределяются отдельно по каждому виду выполненных работ (оказанных услуг.

В конце отчетного (финансового) периода организация суммирует стоимость прямых затрат, относящихся к закрытым заказам, за все месяцы с начала года. Полученный результат отражен в строке 010 приложения №. 2 на листе 02 налоговой декларации за отчетный период (налог.

Организация, решившая не создавать WIP для предоставления услуг, имеет право в приложении № 2, не разделять затраты, связанные с производством и продажей, на прямые и косвенные. Об этом говорится в письме Минфина России от 13 июля 2006 г. N 03-03-04 / 2/174.

Пример 1. ЗАО «Пальмира» выполняет работы по переработке сырья, поставляемого заказчиком для производственных организаций. Выполненные работы сдаются клиентам на основании документов. Стоимость рабочей силы определяется исходя из количества перерабатываемого сырья.

Согласно учетной политике ЗАО «Пальмира» для целей налогообложения прямые расходы за месяц распределяются пропорционально объему закрытых (незавершенных) заказов. Объем заказов рассчитывается исходя из количества переработанного сырья.

Данные по количеству переработанного сырья в ноябре 2007 г по каждому заказу (с учетом входящих остатков) представлены в таблице. 1.

Таблица 1. Количество обработанного сырья за ноябрь 2007 года

Порядок	Количество сырья в процессе в начале месяцев (включая переработанное сырье, для которого неподписанные акты), т	Количество разрабатывать в месяц сырье, т	Количество разрабатывать сырье согласно подписанные документы в месяц, т
Заказ N 1	2	12	6
Заказ N 2	5	—	—
№ заказа. 3	—	16	16
№ заказа. 4	7	—	7
Общий	14	28 год	29

Остаток прямых расходов на 1 ноября 2007 года составляет 25 000 рублей, сумма прямых расходов, понесенных в ноябре 2007 года, составляет 500 000 рублей.

Коэффициент готовности заказа (K) на конец ноября равен
GZ
0,6905 29 т: (14 т + 28 т).

Сумма прямых затрат по выполненным и принятым покупателями заказам в ноябре составляет 362 513 руб. (25 000 руб. + 500 000 руб.) Х 0,6905.

Сумма прямых расходов в незавершенном производстве на конец месяца — 162 487 руб. (25000 руб. + 500000 руб. — 362 513 руб.).

Стоимость прямых затрат по контрактам, заключенным в налоговом периоде, показана в строке 010 приложения №. 2 на листе 02 налоговой декларации за 2007 год.

Если каждый заказ уникален, если невозможно сравнить заказы между собой, рекомендуется распределить прямые затраты по каждому заказу.

Пример 2. ООО KBtech разрабатывает конструкторскую документацию для машиностроительных предприятий. В учетной политике для целей налогообложения организация предусмотрела, что прямые затраты распределяются пропорционально доле выполненных (не выполненных) заказов в общем объеме договоров, заключенных в течение отчетного периода.

Квота выполненных (незавершенных) заказов определяется исходя из контрактной стоимости каждого заказа без НДС.

В ноябре 2007 года ООО «КБтех» работало по двум контрактам. Общий срок выполнения работ по договору № 1 работает с 15 октября по 5 декабря 2007 г. (52 календарных дня), по контракту №. 2 — с 10 октября по 29 декабря 2007 г. (81 календарный день).

Цена контракта нет. 1 составляет 500000 рублей, а договор № 2 — 560 000 руб. Цены по обоим контрактам указаны без НДС. В ноябре 2007 года работы по контракту №2. 1 была частично принята заказчиком на сумму 200 000 руб. Сумма прямых затрат ООО «КБтех» на ноябрь 2007 года составляет 250 000 рублей.

Данные о величине остатков незавершенных заказов и об объеме незавершенных заказов на начало ноября 2007 г представлены в таблице. 2.

Таблица 4. Прямые расходы, осуществленные по договорам в ноябре 2007 года

Заключить контракт	Комиссия за заказ в зависимости от от договорной стоимости	Прямые затраты в месяц, относящийся к заказу
Договор № 1	0,5817 (288 462 руб. : 495 869 руб.)	145 425 руб. (250 000 руб. X 0,5817)
Договор № 2	0,4183 (207 407 руб. : 495 869 руб.)	104 575 руб. (250 000 руб. X 0,4183)

На основании данных об объемах (оцененных по договорной цене) договоров составляется реестр прямых затрат по выполненным и незавершенным заказам (таблица 5).

Подготовка предприятия

«От потенциальных партнеров, заинтересованных в интенсивном и качественном пути развития бизнеса, потребуются небольшие подготовительные мероприятия, которые еще больше упростят работу», — пояснил Хабир Кильмухаметов. Это следующие виды деятельности:

• приобретать тару достаточного объема для хранения сырья, хранения и перевалки переработанного масла;
• во избежание конфликтных ситуаций заключить предварительные коммерческие договоренности с контрагентами, по которым нефтепродукты будут поставляться дальше по цепочке до конечного потребителя (как следствие, уменьшить объемы поставок мазута и увеличить объемы бензина или дизельного топлива существующим партнерам или найти новые в продаже);
• вести переговоры с поставщиками масел о параметрах поставляемого сырья.

Как новая технология повышает доходность предприятия

По мнению экспертов, прогнозировать точную рентабельность от использования установки можно только с учетом конкретной схемы использования. Возьмем пример и сравним доходность до и после установки системы.

До переработки 10 000 тонн сырья ежемесячное соотношение легких фракций к мазуту составляло 1: 1. Стоимость полученных 5 000 тонн мазута составляет 75 млн рублей, 5 000 тонн легких фракций — 200 млн рублей. Общий оборот по традиционным технологиям — 275 миллионов рублей.

Максимальный объем подготовки нефти на оборудовании «РНГ-Инжиниринг» — 15 000 тонн нефти в месяц; Допустим, используется агрегат вместимостью 2/3, то есть обрабатываются те же 10 000 тонн. Увеличение массовой доли выхода светлых нефтепродуктов составит 20%. Производство мазута составит 3000 тонн, из которых 7000 тонн легких фракций (70% от объема поступающего сырья). В денежном выражении это 45 миллионов рублей за 3 тысячи тонн мазута и 280 миллионов рублей за 7 тысяч тонн легких фракций (бензин и дизельное топливо). Общая выручка от использования нового оборудования составляет 325 миллионов рублей. Прирост более 18%.

В сумме дополнительная прибыль от новой технологии составляет около 50 миллионов рублей в месяц. Очевиден значительный экономический эффект от использования новой технологии.

«Небольшой нефтеперерабатывающий завод может увеличить свою прибыль на 15-20 процентов и более без закупки дополнительного сырья, без затрат на транспортировку сырья, без изменения условий договоров с поставщиками, просто за счет улучшения своих производственных мощностей», — сказал он заявил. Хабир Кильмухаметов, генеральный директор ООО «РНГ-Инжиниринг.

Таблица 3. Стоимость договоров, исполняемых в ноябре 2007 года

Заключить контракт	Стоимость договорная (без НДС)
Договор № 1	288 462 руб. (500 000 руб x 30 сут .: 52 сут.)
Договор № 2	207 407 руб. (560 000 руб x 30 сут .: 81 сут.)
Итого за месяц	495 869 руб

Контрактная стоимость прямых затрат на ноябрь 2007 г представлена ​​в таблице. 4.

Квалификация сотрудников

научиться работать на установке подготовки масла к переработке можно в собственном учебном центре компании «Европейская Электротехника» в период изготовления оборудования.

В зависимости от состава производства и количества установок периодически будут требоваться услуги узких специалистов, таких как слесарь, техник КИПиА и электрик.

В качестве альтернативы «РНГ-Инжиниринг» готова предоставить свой персонал на аутсорсинг.

Преимущества установки подготовки нефти

1. Окончательная стоимость установки не зависит от обменных курсов и штрафов, так как все ключевые узлы и узлы производятся внутри страны.
2. Оборудование изготавливается с учетом климатических условий, в которых оно будет эксплуатироваться. Возможность исполнения: от умеренного (У1) до холодного (УХЛ1, ХЛ1).
3. Компания «Европейская Электротехника» обеспечивает развитую логистику по всей России и ближнему зарубежью, включая труднодоступные районы Крайнего Севера и Сибири. При этом никаких дополнительных вложений со стороны арендатора не требуется, установка осуществляется за счет производителя непосредственно на производственной площадке оператора.
4. Производитель оборудования разрабатывает полное проектное решение по подключению и организации установки на конкретном предприятии с учетом пожеланий арендатора и объективных условий.
5. На изготовление и испытания установки уходит в среднем 4 месяца. Шеф-монтаж и пусконаладочные работы — полмесяца.
6. РНГ-Инжиниринг обязуется постоянно поставлять катализатор в систему и предоставлять обычные карты обслуживания.
7. Компания ориентирована на построение долгосрочных партнерских отношений. Расчетный срок полезного использования завода — не менее 20 лет. Компания предоставляет услуги по техническому обслуживанию оборудования, включая периодическую обработку компонентов от коррозии.
8. Все предприятия проходят обязательный контроль качества, входят в систему контроля окружающей среды и охраны труда.

Глубина переработки в мире

Глубина переработки в Западной Европе составляет около 85-90%, на наиболее развитых заводах США — 94-98%. Также стоит отметить чрезвычайно высокие темпы роста глубины переработки в азиатском регионе.

Средняя глубина переработки нефти в разных регионах мира в 2014 г

Глубина переработки в США

Глубина переработки в США на наиболее модернизированных заводах может достигать 94-98%.

Пути увеличения глубины переработки нефти

С одной стороны, углубление нефтепереработки позволяет решить проблему увеличения топливных ресурсов. С другой стороны, это вызывает резкое сокращение производства котельного топлива, поскольку мазут является основным компонентом этого топлива. Компенсация уменьшения мазута производится несколькими способами.

Углубление отбора на вакуумных блоках установок АВТ

Процесс углубления переработки нефти должен начинаться с вакуумных установок трубчатых установок атмосферного вакуума (АВТ), куда мазут подается атмосферной установкой в ​​качестве сырья. Максимальное извлечение газойля в вакууме позволяет получать ценное сырье для процессов каталитического и гидрокрекинга. Увеличение отбора вакуумного газойля сопровождается увеличением его фракционного состава газойля. Это, в свою очередь, приводит к увеличению его коксовых свойств и содержания металлов, которые являются каталитическими ядами для процессов крекинга. Больший выбор целевых фракций на вакуумных блоках позволяет снизить количество остаточной смолы. В свою очередь, это снизит капитальные затраты при строительстве заводов по переработке гудрона. На Западе процесс максимального извлечения дизельного топлива называется «Deep Cut).

Переработка гудронов

После максимального извлечения дизельного топлива в вакуумной башне вязкость гудрона значительно увеличивается. В основном он концентрирует тяжелые и полициклические ароматические углеводороды с высоким содержанием серы и соединений азота, различных металлов. Все это затрудняет переработку гудрона для увеличения выхода светлых нефтепродуктов, но существует ряд технологий.

Масляный профиль

При наличии на предприятии комплекса по добыче нефти тяжелая часть вакуумного дизельного топлива и гудрона может быть использована для получения базовых масел. Продукты переработки нефти (асфальт и экстракты) могут быть использованы для производства кокса или битума. Десасфальтирование гудрона пропаном применяется для полного удаления асфальтенов и большей части (до 80%) смолистых веществ и полициклических ароматических углеводородов из нефтяных остатков (гудрона). При этом улучшаются вязкостно-температурные свойства, индекс вязкости, коксовые свойства, цвет, стабильность (производительность) масляных фракций.

Коксование

Одним из перспективных способов глубокой переработки нефти является коксование. Это процесс, который позволяет обрабатывать маслянистые остатки при высоких температурах с получением коксовых и дистиллятных фракций.

Кухонные товары:

• 4-6% газа,
• 2-4% ППФ (пропан-пропиленовая фракция) и ББФ (бутан-бутиленовая фракция),
• 8-10% нафты, которую после гидроочистки можно подавать на установки риформинга
• 34-35% LGK (Light Coke Diesel Oil) подвергается гидроочистке и может входить в состав товарного дизельного топлива
• 17-19% THC (дизельное топливо тяжелого кокса) поступает в крекинг-установки
• 28-30% — кокс горючий, является ценным сырьем в металлургической промышленности.

Процесс коксования — один из самых популярных методов переработки тяжелых нефтяных остатков, имеющий большой опыт промышленного внедрения как в России, так и в США. Наряду с этим, он имеет более низкие капитальные затраты, чем технологии крекинга гудрона.

Термокрекинг и висбрекинг

Процессы термического крекинга и висбрекинга по существу идентичны, температурный режим процесса висбрекинга считается более мягким, в результате чего продукты содержат меньше смолистых олефиновых углеводородов, чем термический крекинг.

Основным экономическим аспектом применения процесса висбрекинга является выпуск вакуумного газойля и средних дистиллятов, которые ранее использовались при производстве товарного мазута в качестве разбавителей для достижения требуемых параметров вязкости.

В результате висбрекинга гудрона снижается его вязкость, что снижает расход разбавителя для приготовления котельного топлива на 20-25% по массе и, как следствие, увеличивается ресурс дистиллированного сырья для каталитических процессов. Это снижает общее количество топлива в котле.

Продукты висбрекинга:

• 1-2% газа
• 1-2% нафты, которая после гидроочистки может поступать на установки риформинга
• 3-4% дизельного топлива висбрекинга — после гидроочистки может входить в состав товарного дизельного топлива или смешиваться с остатками висбрекинга для снижения вязкости товарного мазута
• 92-95% остатка висбрекинга с кинематической вязкостью в несколько раз ниже идет на получение товарного мазута.

Процесс висбрекинга является одним из экономичных и недорогих процессов переработки нефтесодержащих остатков, который как процесс претерпел значительные изменения за последние годы и приобрел новый потенциал.

Каталитический и гидрокрекинг гудрона

Процесс гидрокрекинга гудрона направлен на максимальное преобразование вакуумного остатка в товарные дистилляты. Этот процесс оказался успешным в коммерческом масштабе благодаря многолетней эффективной и надежной работе, обеспечивающей устойчивую экономическую отдачу. Он может быть легко интегрирован в существующие перерабатывающие предприятия и предлагает множество существенных преимуществ по сравнению с альтернативными технологиями.

Для установок гидрокрекинга некоторые лицензиары заявляют значения конверсии в диапазоне 95-98% даже для сырья самого низкого качества. Фактически, остатки с высоким содержанием серы и потоки с высоким содержанием ароматических углеводородов, такие как газойли каталитического крекинга, являются традиционным сырьем для этого типа установок.

Выходы нафты и дизельного топлива превышают 85% по объему. Возможна интеграция с установками гидроочистки для подготовки спецификаций качества сырья для риформеров или товарных продуктов.

Небольшое количество вакуумного дизельного топлива, производимого в процессе, обычно можно перерабатывать на существующих установках гидрокрекинга или каталитического крекинга, что снижает требуемые капитальные вложения.

В процессе каталитического крекинга гудрона используется эффективный двухступенчатый регенератор с охладителем катализатора. Это экономичный инструмент для преобразования умеренно или сильно загрязненного сырья в бензин и более легкие компоненты. Эти характеристики, наряду с другими важными конструктивными соображениями, лежат в основе управления высокими температурами сгорания, отложениями металла на циркулирующем катализаторе и другими проблемами, связанными с переработкой тяжелых наполнителей.

Недостатки установок катализа и гидрокрекинга гудрона:

1. высокая стоимость капитальных вложений,
2. низкий процент экспериментального внедрения в России,
3. нехватка в России технологий «Deep Cut» для получения гудрона и минимизация его количества в качестве сырья для этих агрегатов для снижения капитальных затрат на строительство этих агрегатов.