ТЭК. Нефтедобывающая, нефтеперерабатывающая промышленность

Серьезным ограничителем развития нефтеперерабатывающей промышленности в России является экологическая ситуация в го­родах с нефтепереработкой. Ежегодно каждое предприятие нефте­переработки выбрасывает в атмосферу от 40 до 60 тыс. тонн загряз­няющих веществ (всего - 736 тыс. тонн в 2000 г.), включая летучие органические соединения, на которые приходится около 55% всех выбросов, а также диоксид серы (18%), углеводороды (16%), окси­ды углерода и азота. Сброс сточных вод в поверхностные водоемы составляет около 380 млн куб. м. Не случайно все города с крупны­ми нефтеперерабатывающими предприятиями (Ангарск, Уфа, Салават, Кириши, Новокуйбышевск, Сызрань, Омск, Орск, Яро­славль, Волгоград) относятся к городам с крайне неблагоприятной экологической обстановкой.

Сбыт нефтепродуктов. Завершающим звеном нефтяного ком­плекса выступает сбыт нефтепродуктов. Для оптовой торговли су­ществует сеть нефтебаз, связанных с нефтеперерабатывающими предприятиями нефтепродуктопроводами, железнодорожным со­общением, водным транспортом. Для розничной торговли создает­ся сеть автозаправочных станций с магазинами и техобслуживани­ем. В настоящее время на каждую АЗС в России приходится около 4 тыс. автомобилей, что в два раза больше, чем в Европе. Поэтому крупнейшие нефтяные компании планируют в ближайшие годы удвоить количество АЗС в России, и даже развивать сети АЗС в дру­гих странах мира, включая США и европейские страны.

Пространственная организация сбыта нефтепродуктов, вклю­чающая нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), нефтебазы и АЗС, является интереснейшей экономико-географической задачей, для решения которой используются ГИС-технологии. Главными фак­торами для размещения НПЗ служат наличие крупных потребителей нефтепродуктов, узловое транспортное положение, наличие водных ресурсов. Нефтебазы располагаются в городах и сельских районах, АЗС имеют внутригородское и придорожное размещение. К размещению НПЗ, нефтебаз и АЗС может быть применена мо­дель Кристаллера для сферы услуг, с сетками различных радиусов (для АЗС - 0,5-5 км, для нефтебаз - 50 км, для НПЗ - 500 км).

Конкурентоспособность российской нефтяной отрасли на мировом рынке и перспективы развития. Поскольку потребление сырой нефти в России будет расти более низкими темпами, чем добыча экспорт нефти должен возрастать. Предполагается, что к 2020 г экспорт сырой нефти увеличится со 130 млн тонн до 210 млн тонн (на 4 млн тонн ежегодно). Поэтому конкурентоспособность российской нефти на мировом рынке является одним из главных па­раметров, состояние которого необходимо отслеживать для опре­деления перспектив развития отрасли.

Конкурентоспособность определяется такими факторами, как рентабельность и надежность. Рентабельность зависит в первую очередь от снижения издержек благодаря использованию техноло­гических новаций и сокращению непроизводительных затрат (на­пример, на административные расходы). Надежность определяет­ся политической и социально-экономической стабильностью в стране и районах транспортировки нефти, устойчивостью функ­ционирования нефтяных компаний и транспортных систем.

Сравнение России со странами ОПЕК и другими крупными нефтедобывающими странами показывает, что издержки добычи и транспортировки нефти в России будут возрастать. Поэтому единственным способом повышения конкурентоспособности нефтяного комплекса России является превращение в сверхнадеж­ного партнера для крупнейших потребителей нефти, которыми вы­ступают европейские страны, США и Япония.

Политика В. Путина действительно увеличивает надежность России как поставщика нефти, особенно в связи с конфликтом ме­жду исламским миром и США. Выход российских компаний на нефтяной рынок США может повысить экспортные возможности России и обеспечить дальнейший рост добычи нефти.[8]

2.2.        Добыча и переработка нефти

Нефтяная промышленность существует более 130 лет. За это время добыто порядка 85 млрд т. Ежегодно добывается около 3 млрд т.

После извлечения из недр сырая нефть специальными приемами очищается от растворенного в ней газа, пластовой воды, минеральных солей и различных механических примесей в виде песка и глины. Затем практически вся нефть, не идущая на экспорт, подвергается перегонке на фракции. Фракционная пере­гонка основана на разнице в температуре кипения отдельных фракций - групп углеводородов, близких по физическим свойст­вам и имеющих одинаковую температуру кипения и конденсации.

Нефть, нагретая топочными газами в печи до темпера­туры кипения (~ 350°С), поступает в среднюю часть ректификаци­онной колонны, работающей при атмосферном давлении Низкокипящие фракции превращаются в пар и устремляются вверх, а высококипящий мазут стекает вниз колонны. Внутри колонны ус­тановлены тарелки - перфорированные листы с отверстиями для прохода пара и жидкости.

По высоте колонки температура на тарелках постепенно уменьшается, таким образом нефтяной пар конденсируется на них в зависимости от температуры кипения соответствующей нефтяной фракции. Самый низкокипящий слой - пары петролиумного эфира, поднимаются до верхних тарелок и там конденсиру­ется. Самый высококипящий слой - мазут, конденсируется и со­бирается в нижнем слое, затем снова подается на печь, испаря­ется и в ректификационной колонке, работающей под вакуумом, снова разделяется на фракции. Таким образом, на рис. 8.2 видно, как, по мере подъема по высоте ректификационной колонки, вы­деляются различные фракции - керосин, лигроин, бензин, петролиумный эфир

Продукты перегонки после выхода из колонки охлаждают­ся в холодильниках

Современные колонны строят диаметром до 6 м и высо­той до 50 м, имеют до 80 тарелок и перерабатывают до 12 млн т нефти в год.

После перегонки тяжелые фракции подвергаются терми­ческому или каталическому крекингу. Крекинг - процесс перера­ботки нефти и ее фракций, основанный на разложении молекул сложных углеводородов в условиях высоких температур и давления, в присутствии катализаторов или без них, для получения моторных топлив и химического сырья.

Термический крекинг осуществляется только под воз­действием высоких температур и давления при переработке гудронов и тяжелых фракций нефти в широкую фракцию, используе­мую при получении моторных топлив.

Каталический крекинг осуществляют в присутствии ка­тализаторов, главным образом для получения высокооктановых топлив из керосина и соляровых фракций. Крекинг низкого давле­ния или пиролиз применяют для превращения керосина и газойля в пропилен и др газы, применяемые для получения каучука и пла­стмасс

Каталический риформинг проводится при получении высококачественных бензинов в среде водорода, что позволяет снизить содержание серы при получении его из сернистых фрак­ций. Наибольшее распространение получил платформинг. где в качестве катализатора используется платина. При этом получает­ся бензин, бензол и др. продукты.

Нефтепродукты. Переработкой нефти получают про­дукцию более 10 тыс. наименований. По объему потребления наибольшую значимость имеет искусственное жидкое топливо (карбюраторное, дизельное, котельное, реактивное и др.). смазочные масла и консистентные смазки.

Карбюраторное топливо предназначено для двигателей внутреннего сгорания с зажиганием от электрической искры. Основной показатель - детонационная стойкость, оцениваемая октановым числом, изменяющимся от 0 до 100. Октан число определяется процентным содержанием малосклонного к детонации изооктана по сравнению с присутствующим в топливе нормальным гептаном сгорающим со взрывом и вызывающим преждевременный износ двигателя (характерный стук двигателя). Поскольку детонационная стойкость изооктана условно принята за 100 единиц, а гептана - за 0, то качество топлива тем лучше больше в нем изооктана и, следовательно, чем выше октановое число. Автомобильные бензины имеют октановое число 66, 72 76 92. 95 и 98; авиационные - 70. 91, 95. 100; тракторный бензин - 40 и 45; тракторный лигроин - 54. Повышение октанового числа дос­тигается использованием более совершенных приемов катали­тического крекинга, риформинга, алкилирования и изомериза­ции нефтяных фракций, увеличением содержания ароматических углеводородов, а также добавлением к бензину тетраэтилсвинца а к воздушно-бензиновой смеси - воды или водно-спиртовых рас­творов в капельно-жидком виде.

Дизельное топливо используется в поршневых двига­телях дизеля, воспламеняется от сжатия, необходимая темпера­тура воспламенения 550-600 °С. Основной показатель воспламе­няемости - цетановое число, характеризующее склонность ди­зельного топлива к воспламенению. Цетановое число определяют по эталонной смеси сравнением легко воспламеняющегося цетана и трудно воспламеняющегося а-метилнафталина. Чем больше цетановое число, т. е. чем больше в топливе парафинов и меньше ароматических соединений, тем выше качество дизельного топ­лива. В дизельных топливах всех марок, так же как и в карбю­раторных, строго регламентируется кислотность, щелочность, а также содержание серы и влаги, поскольку они сокращают срок службы двигателя

Котельное топливо используют в паровых котлах, элек­тростанциях, парогенераторных и котельных установках, в про­мышленных, например, мартеновских печах. К этому виду топлива относятся мазуты (продукты прямой перегонки нефти), жидкие продукты переработки каменных углей и горючих сланцев, гудроныСмазочные масла получают перегонкой мазута под ва­куумом. Они применяются в движущихся деталях для уменьшения трения и отвода теплоты. По назначению классифицируются на моторные, индустриальные, турбинные, компрессорные, цилинд­ровые, трансмиссионные и т д . а по температуре застывания – на летние и зимние.

На основе смазочных масел готовят несмазочные компо­зиции, предназначенные для передачи импульса давления в гид­роприводах и тормозных системах.

Консистентные смазки получают добавлением к сма­зочным маслам загустителей (мыла, церезина, сульфидов, сили­катов). Это улучшает их вязкостно-температурные свойства и де­лает пригодными к применению в случаях, когда обычная жидкая смазка не может быть использована из-за особых условий работы и конструкции узла трения. Антифрикционные консистентные смазки применяют для уменьшения трения и износа.[9]

Трубопроводы — наиболее эффективное средство транспортировки нефти по суше. Пропускная способность нефтепровода диаметром 1200 мм составляет 80—90 млн т в год при скорости движения потока нефти 10—12 км в час. На сегодняшний лень сформировалась развитая сеть магистральных нефте­проводов, которая обеспечивает поставку более 95% всей добываемой нефти при средней дальности перекачки 2300 км. В целом вся сеть нефтепроводов представлена двумя группами объектов: внутрирегиональными, межобластными и системой дальних транзитных нефтепроводов. Первые обеспечивают индивидуальные связи нефтепромыслов и заводов, вторые — интегрируют потоки нефти, обезличивая ее конкретного владельца. Они связывают большое число нефтедобывающих предприятий со многими нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ) и экспортными терминалами. Это система дальних транзитных нефтепроводов. В ним относятся, например, трубопроводы: Нижневартовск—Курган—Самара; Усть-Балык—Курган—Уфа—Альметьевск; система нефтепроводов «Дружба» и др.

К основным магистральным системам нефтепроводов относятся следующие:

1.           Волга-Уральская система, по которой нефть транспортируется из Поволжья в районы Центральной России (в т. ч. в Москву):

На запад: Альметьевск—Нижний Новгород—Рязань—Москва, с ответветвлением: Нижний Новгород—Ярославль—Кириши;

На восток: Туймазы—Омск—Ангарск;

Нефтепродукты транспортируются по нефтепроводам:

Уфа—Курган—Петропавловск; Самара—Пенза—Брянск; Уфа—Новороссийск; Туймазы—Омск; Уфа—Новосибирск.

В 1964 г. была открыта первая нить нефтепровода «Дружба», которые связал Волго-Уральский нефтяной район с западными районами бывшего СССР и странами Восточной Европы: Альметевск—Самара—Пенза—Липецк—Орел—Унеча—Мозырь (Белоруссия). В Мозыре нефтепровод «Дружба» разветвляется на два участка: северный — по территории Белоруссии до Бреста и далее в Польшу и Германию; южный — по территории Украины до Ужгорода и далее в Словакию. Венгрию, Чехию и др. От Унечи от нефтепровода есть ответвление на Полоцк и далее в Вентспилс (Латвия) и Мажейкяй (Литва).

2.            Западно-Сибирская система включает нефтепроводы, по который транспортируется нефть от Сургута и Нижневартовска к нефтепроводу "Дружба», затем на Украину (и далее в Европу), а также в Казахстан, на Северный Кавказ (в порт Новороссийск) и в Восточную Сибирь (до Ангарска):

Сургут—Тюмень—Курган—Челябинск—Уфа—Самара — далее в систему «Дружба» (для транспортировки нефти на запад используются трубопроводы Волго-Уральского района);

Усть-Балык—Курган—Уфа— Альметьевск;

Нижневартовск—Сургут—Тобольск—Омск—Павлодар (Казахстан) — Чимкент (Казахстан);

Шаим—Тюмень;

Нижневартовск (Александровское)—Анжеро-Судженск—Красноярск-Ангарск; и ответвление снова на запад: Анжеро-Судженск—Новосибирск-Омск—Курган—Челябинск—Уфа—Туймазы;

Нижневартовск—Курган—Самара—Саратов и далее на Украину: Лисичанск—Кременчуг—Херсон—Одесса;

Сургут—Самара—Саратов—Волгоград—Новороссийск.

3.            Северо-Кавказская система объединяет нефтепроводы этого экономического района РФ: Грозный—Армавир—Тихорецк далее на Туапсе, Новороссийск и в Ростов-на-Дону; Грозный—Махачкала. (В связи с боевыми дейст­виями в Чеченской республике эти нефтепроводы не эксплуатируются).

4.            Из других магистральных направлений, возникших в результате до­бычи нефти в разных районах России следует отметить следующие. Действует нефтепровод, транспортирующий нефть из Республики Коми в районы Цент­ральной России (Усинск—Ухта— Котлас—Ярославль— Москва). А на Дальнем Востоке действует нефтепровод от месторождений острова Сахалин на мате­рик (Оха — Комсомольск-на-Амуре).

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) в основном размещаются вдоль трасс нефтепроводов и в районах массового потребления нефтепродуктов. Хотя продолжают работать НПЗ, построенные в районах добычи нефти.

Главные НПЗ России находятся в городах Ангарск, Волгоград, Кириши, Краснодар. Комсомольск-на-Амуре, Кстово, Москва, Омск, Пермь, Рязань, Саратов, Сызрань, Туапсе, Туймазы, Ухта, Хабаровск, Ярославль и др.[10]

2.3.        Конъюнктура международного и отечественного рынка нефти и нефтепродуктов

В советский период предприятия нефтяного комплекса подчинялись различным министерствам и ведомствам - Министерству геологии, Министерству нефтяной промышленности, Министерству химиче­ской промышленности, Министерству строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности (Миннефтегазстрою), Ми­нистерству энергетики и др.

В этих условиях между министерствами необходимы были бес­конечные согласованиями любых проектов развития, что тормози­ло принятие решений и ориентировало весь комплекс не на полу­чение конечного результата с минимальными издержками, а на по­лучение промежуточных результатов, находившихся в зонах ответственности каждого министерства.

Указ Президента РФ «Об особенностях преобразования госу­дарственных предприятий, объединений организаций топливно-энергетического комплекса в акционерные общества» от 14 августа 1992 г. № 922, положил начало процессу приватизации в нефтяной отрасли и формированию новой организационной структуры неф­тяного комплекса.

Главным подразделением нефтяного комплекса стали верти­кально интегрированные нефтяные компании (ВИНК), включаю­щие в себя все стадии получения продукта, от геологоразведки и добычи до переработки, сбыта и нового строительства:

Крупнейшие вертикально интегрированные компании в составе нефтяного комплекса (2000 г.)

Вертикально интегрированные компании, контрольные па­кеты акций которых принадлежат государству, контролируют примерно 10-11% рынка нефти. В крупнейших нефтяных ком­паниях «НК "Юкос"», «НК "Сургутнефтегаз"», «НК "Сидан­ко"» государственное участие в капитале отсутствует, а в таких, как «НК "Лукойл"», «Тюменская НК», будет утрачено в ближай­шее время.

В отрасли действуют также нефтяные компании регионального масштаба, созданные в 1994-1997 гг.: «ОНАКО» (доля Российской Федерации - 85%), «НОРСИ-ойл» (доля Российской Федерации -85%) и др.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5