СОВРЕМЕННЫЕ НПЗ РАЗМЕЩЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СТРУКТУРА И СОСТАВ

СОВРЕМЕННЫЕ НПЗ

РАЗМЕЩЕНИЕ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СТРУКТУРА И СОСТАВ НПЗ ¤ Предприятиями по переработке нефти располагают 122 страны мира, расположенные в 8 гео-экономических регионах. ¤ Наибольшим числом нефтеперерабатывающих предприятий располагают страны Азиатско-тихоокеанского региона (АТР). Количество действующих на территории этих стран нефтеперерабатывающих предприятий превысило 200 НПЗ. ¤ Второе место по количеству нефтеперерабатывающих предприятий занимает Северная Америка. В странах этого региона расположены 179 НПЗ. ¤ Третье место по этому показателю принадлежит Западной Европе (106 предприятий). ¤ На указанные три гео-экономических региона приходится 62 % от общего числа действующих в мире нефтеперерабатывающих предприятий. ¤ Эти основные регионы с высокоразвитой нефтеперерабатывающей промышленностью обладают мощностью, более чем в 2 раза превышающей мощности по переработки нефти остальных пяти регионов мира.

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ В МИРЕ 118 стран мира имеют сектор нефтепереработки 2010 г. (с учетом некрупных НПЗ) – 720 заводов 679 Количество НПЗ в мире 680 675 670 665 661 660 655 657 655 650 645 2006 2007 2009 2010 2012

Число НПЗ и мощность НПЗ

Рейтинг ведущих нефтеперерабатывающих компаний мира по состоянию на 01. 2011 Место 1. 01. 11 1 1. 01. 10 1 2 2 3 Компания Производитель ность Тыс. Млн. т/г барр/сут. од Exxon. Mobil 5632 281, 6 Место 1. 01. 11 13 1. 01. 10 13 Компания 4599 230, 0 14 14 3 Royal Dutch/Shell Sinopec 3811 190, 6 15 17 Petroleos Mexicanos National Iranian Oil Co. Oil 4 4 ВР 3328 166, 4 16 15 5 5 Conoco. Phillips 2696 134, 8 17 6 6 2678 133, 9 7 7 Petroleos de Venezuela Total 2655 8 8 Valero Energy 9 9 10 Прпоизводительн ость Тыс. Млн. т/г барр/сут. од 1703 85, 2 1451 72, 6 1317 65, 9 Роснефть 1293 64, 7 16 ЛУКОЙЛ 1217 60, 9 18 18 Repsol YPF 1105 55, 3 132, 8 19 19 NPC 1085 54, 3 2596 129, 8 20 21 AP 1016 50, 8 National Petrol. 2440 122, 0 21 20 Pertamina 993 49, 7 10 Saudi Aramco 2433 121, 7 22 22 Agip Petroli 904 45, 2 11 12 1997 99, 9 23 23 Sunuco 880 44, 0 12 11 Petroleo Brasileiro Chevron 1981 99, 1 24 24 Flint Hills Resources 817 40, 9

Современный состав технологических процессов российской и зарубежной нефтепереработки в % к переработке нефти ОСНОВНЫЕ ВТОРИЧНЫЕ ПРОЦЕССЫ ЗАПАДНОЙ ЕВРОПЫ США РОССИЯ ЯПОНИЯ БЫВШИЙ СССР (БЕЗ РФ) Каткрекинг Гидрокрекинг Термокрекинг + висбрекинг Коксование Риформинг, всего 15, 7 6, 3 12, 3 2, 6 12, 6 35, 9 9, 3 0, 4 14, 7 18, 6 5, 9 0, 9 5, 3 1, 9 11, 3 17, 1 3, 5 2, 1 12, 9 7, 3 1, 0 3, 1 4, 7 11, 5 в т. ч. с непрерывной регенерацией 3, 7 5, 6 0, 7 5, 5 1, 9 Гидроочистка и гидрооблаг. топлив, всего 43, 5 47, 2 24, 5 74, 6 21, 6 в том числе: Бензинов* 10, 7 4, 6 - 3, 3 - дистиллятов 27, 1 38, 5 24, 5 48, 2 21, 6 остатков и тяжелого газойля 5, 7 4, 1 - 23, 1 - Гидродоочистка базовых масел Алкилирование Изомеризация 0, 6 1, 3 2, 2 0, 9 5, 8 2, 7 0, 4 0, 1 0, 4 0, 6 0, 7 0, 3 0, 1 - Производство: МТБЭ и других оксигенатов 0, 1 0, 7 0, 06 0, 1 0, 02 ароматики масел кокса битума 1, 3 1, 0 0, 5 3, 0 2, 3 14 4, 3 3, 7 0, 9 1, 5 0, 5 3, 7 2, 5 0, 9 0, 3 2, 9 0, 5 1, 2 1, 0 2, 0 Процессы, углубляющие нефтепереработку 42, 7 71, 7 20, 1 29, 3 20, 8 в том числе деструктивные 36, 9 60, 3 13, 5 22, 7 16, 1 Процессы, повышающие качество нефтепродуктов 60, 0 75, 0 36, 4 88, 6 33, 2

Показатели технологической эффективности

СРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ РОССИЙСКОЙ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В 1991 И 2011 гг. 2012 1991 • Суммарная мощность - 345 млн. т/г. • Объем переработки – 286 млн. т/г. • Средняя загрузка – 83% • Суммарная мощность - 271 млн. т/г. • Объем переработки - 250 млн. т/г. • Средняя загрузка – 92% Нефтепереработка России Технический уровень НПЗ • • глубина переработки нефти: индекс Нельсона: 1991 г - 68% 1991 г - 4, 2 2012 г. – 71% (в мире-90%) 2012 г. – 4, 4 (в мире – 6, 7 ) Качество нефтепродуктов серьезно отстает от мирового. Потребление энергии значительно превышает аналогичные показатели зарубежных НПЗ 12

Хабаровский НПЗ 4, 4 Краснодарский НПЗ 1, 7 Пермнефтеоргсинтез 13, 8 Ярославнефтеоргсинтез 0, 5 Волгограднефтепереработка 9, 3 Ярославский НПЗ 17, 8 Нижегородский НПЗ 21, 6 Нижнекамский НПЗ 6, 0 Ухтинский НПЗ 6, 3 Комсомольский НПЗ 5, 6 Ангарский НХК 22, 9 Туапсинский НПЗ 2, 8 Новокуйбышский НПЗ 17, 1 Ново-Уфимский НПЗ 17, 1 Куйбышевский НПЗ 7, 0 Уфанефтехим 12, 0 Сызранский НПЗ 10, 3 Уфимский НПЗ 10, 7 Ачинский НПЗ 6, 0 Салаватнефтеоргсинтез 11, 4 Киришнефтеоргсинтез 21, 0 Саратовский НПЗ 10, 1 Рязанский НПЗ 17, 8 Московский НПЗ 12, 0 Орскнефтеоргсинтез 7, 3 Афипский НПЗ 1, 4 Омский НПЗ 28, 1

Размещение нефтеперерабатывающих мощностей

Нефтеперерабатывающая промышленность России

Объемы переработки нефти в РФ 300 250 207 219 229 236 238 256 255 277 293 291 200 172 150 100 50 0 1999 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Глубина переработки нефти в России (2020 г. г. – прогноз)

Внутреннее потребление нефтепродуктов 2007 г. - 118 млн. т ¤ 2009 г. – 121 млн. т ¤ 2012 г. – 192 млн. т ¤ Автомобильный бензин – 33, 1 млн т ¤ Дизельное топливо – 29, 4 млн т ¤ Топочный мазут – 40 % ¤ В России произведено: ¤ Млн. т. Автомобильн ый бензин Дизельное топливо Керосин Мазут 2010 36, 0 70, 3 9. 1 69, 9 2011 36, 65 69, 65 9, 09 70, 36 2012 38, 1 69, 6 10, 0 74, 1 2013 38, 8 71, 5 10, 2 76, 9 2014 38, 0 77, 0 10, 0 80, 0 2015 35, 06 61, 4 10, 6 55, 4

СОСТОЯНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В РОССИИ Мощность нефтепереработки составляет 270 млн. т и включает в себя: Ø 27 крупных НПЗ Ø 211 мини-НПЗ Сроки эксплуатации российских НПЗ Сроки эксплуатации: - 60 лет и более; - 50 -59 лет; - 30 -49 лет; - менее 30. 21

Затраты энергии на производство 1 тыс. т нефтепродуктов, в тоннах нефтяного эквивалента Франция Германия Великобритания Россия 50 67 72 88 22

Основные тенденции развития современных НПЗ Создание принципиально новых НПЗ средней мощностью 10 – 20 млн. т/год. ¤ В мировой нефтепереработке (исключение составляет Россия, Турция, страны Африки) строят заводы мощностью 10 -50 млн. т/год по сырой нефти. В России же за последние 6 лет сооружено около 50 мини-НПЗ (производительностью от 20 тыс. до 500 - 1000 тыс. т/год), которые вырабатывают преимущественно низкокачественную продукцию при низкой глубине переработки нефти. ¤ Создание НПЗ ХХI века. ¤ В традиционные схемы глубокой переработки нефти и остатков добавляют - биокаталитические установки по обессериванию нефти и нефтепродуктов; - гидрообессеривание и деметаллизация остатков; - процесс каталитического крекинга с повышенной конверсией и селективностью - процесс алкилирования на твердых катализаторах; - установки по превращению кокса в водоугольную эмульсию для сжигания в электростанциях. ¤ Наличие комплекса процессов, улучшающих качество получаемых продуктов ¤ Интегрирование НПЗ с электроэнергетикой. ¤ Интегрирование нефтепереработки и нефтехимии ¤ Использование принципиально новых комбинированных процессов; ¤ НПЗ с блоком глубокой переработки тяжелых остатков с комбинированным использованием элементов термического крекинга, термогидрооблагораживания, деасфальтизации-деметаллизации с последующим каталитическим гидрообессериваниемгидрокркингом. ¤ Создание комплекса малотоннажных установок узкого назначения при наличии главного определяющего процесса. ¤ Гибкие схемы сезонной переработки нефти. ¤

Глубина переработки нефти Работу НПЗ принято характеризовать величиной отбора светлых нефтепродуктов и глубины переработки нефти. Величину отбора светлых С определяют по формуле: ¤ С = (Б + К + Д + А + ЖП + СГ + Р)/Н, где Б, К, Д, А, ЖП, СГ, Р – количество получаемых на НПЗ соответственно бензина, керосина, дизельного топлива, ароматических углеводородов, жидких парафинов, сжиженных газов, растворителей, тыс. т/год; Н – фактическая мощность НПЗ, тыс. т/год. Глубину переработки нефти рассчитывают по формуле: ¤ Г = (Н – ТМ – П)/Н, где ТМ – количество топочного мазута, П – безвозвратные потери, тыс. т/год, Н – фактическая мощность НПЗ, тыс. т/год. Глубину переработки (как и сумму светлых) выражают в % мас. ¤

Глубина переработки нефти ¤ ¤ 1. ГПН на предприятиях России в 2011 году составила 70, 2%. В 2012 г. составляла 71, 25%, в 2013 – 70, 5%, в 2014 – 72, 4%. По 18 заводам этот показатель не превышает 71, 0%. По заводам топливно-масляного профиля ГПН превышает 80% ОАО «Уфанефтехим» , ОАО «НК Башнефть» 92, 0 2. ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» , ОАО «НК «Башнефть» 87, 2 3. ООО «ЛУКОЙЛ – Волгограднефтепереработка» , ОАО «ЛУКОЙЛ» 84, 5 4. ОАО «Газпромнефть-Омский НПЗ» , ОАО «Газпром Нефть» 5. ООО «ЛУКОЙЛ – Пермнефтеоргсинтез» , ОАО «ЛУКОЙЛ» 84, 0 80, 9

Индекс Нельсона ¤ ¤ ¤ ¤ Индекс Нельсона показывает и доказывает перспективу комплексного нефтеперерабатывающего и нефтехимического производства Принимается во внимание: симбиоз нефтехимии и нефтепереработки мощность перегонки нефти Понятие «мощность перегонки нефти» включает в себя до 50 индексов для процессов нефтепереработки Чем больше технологический потенциал процесса, тем больший коэффициент он дает. Например: небольшое предприятие имеет маленький коэффициент от объема производимой продукции, но за счет использования современных технологий его «индекс Нельсона» больше, чем у крупного завода, который занимается только первичной перегонкой нефти. Самый высокий «индекс Нельсона» в США (10, 8) - он выше среднемирового (7, 1). Российские показатели – 4, 34. Нефтехимическая составляющая российской промышленности очень мала.

Индекс Нельсона В мире существует несколько способов оценки работы предприятия. Один из них осуществляется с помощью индекса Нельсона. ¤ Формула для определения индекса Нельсона НПЗ: ¤ ¤ ¤ NНПЗ = ∑по установкам( Nуст * Qуст )/ Qзавода ¤ ¤ ¤ ¤ ¤ Nуст - индекс Нельсона для каждой конкретной установки; Qуст - мощнсть установки; Qзавода - мощность предприятия. Принцип: взяли перечень установок и присвоили им ряд коэффициентов в зависимости от: а) степени сложности процесса и установки; б) совокупности технико-экономических характеристик; в) от технологических характеристик; г) от пожароопасности и т. д. Вносят ряд коррекив в параметры в зависимости от возраста установки, иногда от качества сырья и др.

Индекс Нельсона на НПЗ в РФ (2011 г. ) Ср. уровень в мире 6, 7 Ср. уровень в РФ 4, 4 ОАО "ЛУКОЙЛ" ОАО "Сургутнефтегаз" ОАО "НК РОСНЕФТЬ" ОАО "Газпром нефть" ОАО "ТНК-ВР" Прочие НПЗ ОАО "Башнефтехим" (АФК "Система") 28

Индекс комплексности Нельсона (2012 г. )

СОСТОЯНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В РОССИИ Технический уровень большинства НПЗ не соответствует передовому мировому уровню: Ø глубина переработки нефти составляет ~72% против 90% в мире Ø Индекс Нельсона составляет 4, 4 против 6, 7 в мире Ø производительность труда ниже в 3 -5 раз Ø Потребление энергии значительно превышает аналогичные показатели зарубежных НПЗ Ø значительный физический и моральный износ оборудования 30

Глубина переработки нефти по компаниям, %

Неоптимальность распределения производства и потребления

ИЗМЕНЕНИЕ ГЛУБИНЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ Сернистая нефть Атмосферная перегонка 50 -55% Мазут Бензин, керосин, дизтопливо Вакуумная перегонка 75 -80% Бензин Вакуумный газойль Риформинг Ароматические углеводороды Пиролиз Полиэтилен Полипропилен Каткрекинг 85 -95% Гудрон Коксование Гидрокрекинг Масляное производство Ароматические углеводороды Гидрооблагораживание Битумное производство Висбрекинг 33

ГЛУБОКАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ В РОССИИ Количество процессов глубокой переработки нефти 4 НПЗ 4 27 НПЗ 3, 0 -20 млн. т/г 3 2 2 НПЗ 9 НПЗ Мини- НПЗ 50 -1000 тыс. т/г 2 НПЗ 10 НПЗ 18 НПЗ 1 Без процессов глубокой переработки 34

ПРОЦЕССЫ УГЛУБЛЕНИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ Каталитический крекинг (на 13 НПЗ из 27) На 5 НПЗ - устаревшие установки с шариковым катализатором На 8 НПЗ - установки с микросферическим катализатором Гидрокрекинг (на 5 НПЗ из 27) Гидрокрекинг – 5 (Пермь, Рязань, Ярославль, Уфа, Ангарск) Замедленное коксование (на 5 НПЗ из 27) В российский период не построено ни одной установки коксования Висбрекинг (на 9 НПЗ из 27) Временное решение по углублению переработки

МЕРЫ ПРАВИТЕЛЬСТВА РФ ПО РАЗВИТИЮ ОТРАСЛИ Ø Введение новой методики расчета экспортных пошлин на нефтепродукты Ø Дифференциация акцизов на автомобильный бензин и дизельное топливо в зависимости от качества Ø Утверждение генеральной схемы развития отрасли до 2020, 2030 г. г. Ø Утверждение программы развития нефтепереработки с объемом инвестиций ~1, 5 трлн. руб. Ø Создание технологических платформ для ускорения разработки и внедрения конкурентоспособных на мировом рынке отечественных технологий нефтепереработки 36

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ ДО 2020 г. Ø Умеренный рост производства автобензинов – увеличение на 25% (до 41 млн. т/г. ) Ø Значительный рост производства дизельного топлива – увеличение на 40% (с реализацией на внутреннем рынке до 45 млн. т/г. ) Ø Стабилизация производства топочного мазута на уровне 13 -14 млн. т/г. с резким сокращением доли мазута для нужд энергетики (с 10 до 6, 5 млн. т/г. ) и увеличением доли бункерного топлива (с 4 до 8 млн. т/г. ) Ø Увеличение глубины переработки нефти до 85% Ø Развитие трубопроводного транспорта нефтепродуктов 38

Направления развития нефтеперерабатывающей промышленности России Модернизация и реконструкция действующих нефтеперерабатывающих заводов опережающее строительство мощностей по углублению переработки нефти: - каталитический крекинг, - гидрокрекинг, - коксование остатков, висбкрекинг опережающее строительство мощностей по повышению качества нефтепродуктов и производству катализаторов: -каталитический риформинг - гидроочистка дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей, -изомеризация, алкилирование - гидродепарафинизация и деароматизация, - получение кислородосодержащих высокоактивных добавок.

СОСТОЯНИЕ ПРОЕКТОВ МОДЕРНИЗАЦИИ НПЗ Каталитический крекинг (Куйбышев, Сызрань) ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» Гидрокрекинг (Новокуйбышевск, Комсомольск) Модернизация НПЗ (Туапсе) Гидроочистка дизельного топлива (Ангарск) Проекты объявлены более 5 лет назад. Реализация проектов затягивается Сроки реализации проектов увеличиваются ОАО «Сургутнефтегаз» Комплекс глубокой переработки нефти (Кириши) Строительство затянулось на 14 лет ОАО «ТАИФ» Комплекс глубокой переработки нефти (Нижнекамск) Проект заморожен ОАО «Альянс» Гидрокрекинг (Хабаровск) Сроки реализации проекта увеличиваются 40

ИНВЕСТИЦИИ В МОДЕРНИЗАЦИЮ РОССИЙСКОЙ НЕФТЬЕПЕРЕРАБОТКИ Æ Для реализации намеченной Правительством РФ программы развития нефтепереработки потребуется: Ø до 2015 г. – 569 млрд. руб. Ø до 2020 г. – 1, 5 трл. руб. Æ Нефтяные компании объявили о планах инвестировать значительные средства в развитие нефтепереработки до 2020 г. , в т. ч. : Ø ОАО «Газпромнефть» - более 350 млрд. руб. Ø ОАО «ЛУКОЙЛ» - более 600 млрд. руб 41

Ввод мощностей в 2012 г. Комплекс глубокой переработки нефти ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез» (строится с 1995 г. ) 4900 Установка ЭЛОУ АВТ-6 ОАО «Газпром нефтехим Салават» 6000 Установка алкилирования Ново-Уфимский НПЗ 250 Установка гидроочистки дизельного топлива ООО «ЛУКОЙЛВолгограднефтепереработка» 2000 Гидроочистка дизельного топлива ОАО «Газпромнефть-Омский НПЗ» 3000 Гидроочистка бензинов каталитического крекинга Уфимский НПЗ(Г-43/107) Установка изомеризации легкой нафты ОАО «Московский НПЗ» Реконструкция большой битумной установки ОАО «Московский НПЗ» Риформинг (реконструкция существующего) ОАО «Куйбышевский НПЗ» Производство МТБЭ ОАО «Ангарская НХК» Установка изомеризации. Изомалк-2 ОАО «Саратовский НПЗ» 200 Реконструкция установки гидроочистки ДТ Л-24 -6 ОАО «Саратовский НПЗ» 2000 Реконструкция установки гидроочистки ДТ Л-24 -7 ЗАО «Рязанская НПК» 2000 650 1000 120(по сырью)

Технологии нефтепереработки

ВВОД УСТАНОВОК, ПОВЫШАЮЩИХ КАЧЕСТВО НЕФТЕПРОДУКТОВ, ДО 2020 г. Установка Алкилирование Компания Расположение Куйбышев ЛУКОЙЛ Волгоград, Кстово, Пермь, Ухта Газпром нефть Москва, Омск, Ярославль Башнефть Ново-Уфимский НПЗ Сургутнефтегаз Кириши Русснефть Гидроочистка Роснефть Орск Роснефть Ангарск, Ачинск, Комсомольск, Самара, Сызрань, Туапсе ЛУКОЙЛ Волгоград, Пермь, Кстово, Ухта Газпром нефть Москва, Омск, Ярославль ТНК-BP Рязань, Саратов Башнефть Ново-Уфимский НПЗ, Уфанефтехим, Уфимский НПЗ Русснефть Краснодар Сургутнефтегаз Кириши Салаватнефтеоргсинтез Салават Татнефть Нижнекамск Таиф-НК Нижнекамск 44

ВВОД УСТАНОВОК, ПОВЫШАЮЩИХ КАЧЕСТВО НЕФТЕПРОДУКТОВ, ДО 2020 г. (продолжение). Установка Изомеризация Компания Расположение Ачинск, Комсомольск, Самара, Сызрань, Туапсе ЛУКОЙЛ Кстово Газпром нефть Москва, Омск, Ярославль ТНК-BP Рязань, Саратов Салаватнефтеоргсинтез Салават Татнефть Нижнекамск Сургутнефтегаз Кириши Русснефть Риформинг Роснефть Орск Роснефть Ачинск, Новокуйбышевский НПЗ, Туапсе Газпром нефть Москва ТНК-BP Рязань Сургутнефтегаз Кириши Татнефть Нижнекамск Альянс Хабаровск 45

ВВОД ДО 2020 г. УСТАНОВОК, УГЛУБЛЯЮЩИХ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКУ Установка Каталитический крекинг Компания Расположение Ангарск (рек. ), Куйбышевский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ Газпром нефть Москва (рек. ), Ярославль (рек. ) ТНК-BP Рязань (рек. ) Сургутнефтегаз Кириши Русснефть Гидрокрекинг Роснефть Орск Роснефть Ачинск, Комсомольск, Куйбышевский НПЗ, Туапсе ЛУКОЙЛ Волгоград, Пермь Газпром нефть Москва, Омск ТНК-BP Рязань Башнефть Ново-Уфимский НПЗ Татнефть Нижнекамск Таиф-НК Нижнекамск Альянс Хабаровск Салаватнефтеоргсинтез Салават 46

ВВОД ДО 2020 г. УСТАНОВОК, УГЛУБЛЯЮЩИХ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКУ (продолжение) Установка Коксование Компания Расположение Роснефть Ачинск, Комсомольск, Новокуйбышевский НПЗ, Сызрань, Туапсе ЛУКОЙЛ Волгоград, Пермь Газпром нефть Омск Сургутнефтегаз Кириши Салаватнефтеоргсинтез Салават Русснефть Орск Таиф-НК Нижнекамск 47

КЛЮЧЕВЫЕ ПРОЕКТЫ СТРОИТЕЛЬСТВА НОВЫХ И МОДЕРНИЗАЦИИ ДЕЙСТВУЮЩИХ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ КОМПЛЕКСОВ И НПЗ Компания ОАО «Татнефть» Объект • Комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, Нижнекамск ОАО «Газпром нефть» • Реконструкция и модернизация Московского НПЗ ОАО «НК «Роснефть» • Приморский НПЗ • Туапсинский НПЗ ОАО «ТАИФ-НК» • Грозненский НПЗ • Комплекс глубокой переработки нефти, ОАО «Сургутнефтегаз» Нижнекамск • Комплекс глубокой переработки нефти, Кириши 48

Ожидаемые мощности в 2020 году

КОМПЛЕКС НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ И НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ЗАВОДОВ ОАО «ТАНЕКО» • Генеральный проектировщик: • Состояние проекта: ОАО «ВНИПИнефть» – Завершены строительно-монтажные работы первой очереди Комплекса. На Комплекс подано сырье. Ведутся работы по комплексному опробованию оборудования – Осуществляется проектирование и поставка оборудования установок гидрокрекинга, производства масел и водорода – Смонтированы 2 реактора установки гидрокрекинга – Выполняется проектная документация по увеличению мощности комплекса до 14 млн. т/г. 51

МОДЕРНИЗАЦИЯ И РЕКОНСТРУКЦИЯ ОАО «МОСКОВСКИЙ НПЗ» • Генеральный проектировщик: ОАО «ВНИПИнефть» • Основная цель: • Состояние проекта: Превращение в современное высокоэффективное и экологически безопасное предприятие – Выполняется проектная документация – Разрабатывается рабочая документация следующих объектов: Ø Гидроочистка дизельного топлива – ОАО «ВНИПИнефть» Ø Изомеризация - ОАО «ВНИПИнефть» Ø Гидроочистка бензина каталитического крекинга – ЗАО «Нефтехимпроект» Ø Производство серы – ОАО «Гипрогазоочистка» Ø Производство водорода – проводится тендер Ø Объекты общезаводского хозяйства 52

КОМПЛЕКС ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ ОАО «ТАИФ-НК» • Генеральный проектировщи к: • Состав комплекса: ОАО «ВНИПИнефть» – Комбинированная установка переработки гудрона – Комбинированная установка гидрооблагораживания – Комбинированная установка производства серы • Состояние проекта: – Выбраны лицензиары основных технологических процессов – Ведется разработка базовых проектов 53

КОМПЛЕКС ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ ООО «ПО «КИРИШИНЕФТЕОРГСИНТЕЗ» • Генеральный проектировщик: ОАО «Ленгипронефтехим» • Проектировщик установок вакуумной перегонки и висбрекинга: ОАО «ВНИПИнефть» • Состав комплекса: – Вакуумная перегонка – Висбрекинг – Гидрокрекинг – Производство водорода • Состояние проекта: – Ведется строительство комплекса 54

ГРОЗНЕНСКИЙ НПЗ • Генеральный проектировщик: ОАО «Самаранефтехимпроект» • Мощность – 1 млн. т/г • Основные – Первичная переработка нефти – Риформинг – Гидроочистка дизельного топлива – Каталитический крекинг – Гидроочистка бензина – Изомеризация – Алкилирование – Производство МТБЭ – Производство серы • Состояние – Разработка проектной и рабочей документации технологических установок – ОАО «ВНИПИнефть» установки: проекта: 55