Завершив в 2018 г. модернизацию своих трех крупных НПЗ, Казахстан решил сразу несколько задач: насытил внутренний рынок нефтепродуктами, соответствующими экологическим классам К4 и К5; снизил цены; создал профицит, вытеснив импортное топливо; создал сырьевую базу для развития нефтехимической отрасли. И, наконец, из устойчивого нетто-импортера превратился в экспортера ГСМ. К этим целям страна шла 10 лет, а цена вопроса превысила $6 млрд. Впрочем, однозначно утверждать, что модернизация навсегда вытеснила многолетние проблемы, пока вряд ли возможно.
Казахстан в 2018 г. при уровне добычи нефти 90,3 млн тонн переработал 16,4 млн т, что на 8% превысило показатель 2017 г. (86,2 млн тонн и около 15 млн т соответственно). План по переработке в 2018 г., озвученный в начале 2018 г. правительством, составлял 15,8 млн т.
По данным Министерства энергетики РК, Атырауский НПЗ (АНПЗ, Атырауская область) в 2018 г. переработал 5,27 млн т, Павлодарский нефтехимический завод (ПНХЗ, Павлодарская область) — 5,34 млн т, Шымкентский НПЗ (PetroKazakhstan Oil Products — PKOP, Южно-Казахстанская область) — 4,73 млн т нефти, АО «Конденсат» (Западно-Казахстанская область) — 230 тыс. т, ТОО CASPI BITUM — 820 тыс. т конденсата.
По данным Комитета по статистике Министерства национальной экономики РК, в стоимостном выражении производство нефтепродуктов составило 859,177 млрд тенге, на 8,8% больше, чем в 2017 г.
В 2017-м, к слову, этот показатель равнялся 709,6 млрд тенге (курс Национального банка на 6 февраля 2019 г. — 5,80 тенге к рублю).
Производство бензина в 2018 г. составило 3,969 млн т, на 29,8% больше, чем в 2017 г.
В стране выпущено 388,3 тыс. т керосина (129,4% к 2018 г.), 2,487 млн т сжиженного пропана и бутана (107,4%), 4,672 млн т газойля (107,4%), 2,929 млн т мазута (87,1%). В 2017 г. выпуск бензина в республике составил 3,1 млн т (104,2% к 2016 г.), дизтоплива — 4,4 млн т (94%).
Баланс производства и потребления показывает, что почти вся добываемая в стране нефть идет на экспорт — на него ориентированы крупные нефтедобытчики.
Поставками на местные НПЗ занимаются производители, работающие на старых и низкодебитных месторождениях. Нефтепереработка издавна увеличивается несоразмерно росту добычи: если в 1991 г. при уровне добычи 25,2 млн т перерабатывалось 18 млн т, то 10 лет назад, в 2008 г., при добыче 70 млн т на крупных НПЗ было переработано всего 12,4 млн т нефти.
Первый этап реконструкции АНПЗ, когда было заменено изношенное оборудование и введены в строй новые установки, к середине 2000-х гг. повысил технологические возможности завода, но не позволял осуществлять глубокую переработку нефти и производство качественных нефтепродуктов.
Комплексный план развития нефтеперерабатывающих заводов Казахстана на 2009-2015 гг. также не смог быстро решить проблемы отрасли: объявленная масштабная модернизация затянулась, дефицит топлива с высоким октановым числом по-прежнему компенсировался закупками преимущественно в России.
Топливный кризис 2017 г., спровоцировавший жесткий дефицит, взлет цен на ГСМ и увольнения ответственных чиновников, испытал терпение рынка в последний раз.
В 2018 г. казахстанский рынок впервые за долгие годы стал наконец стабильным и предсказуемым.
АНПЗ с вводом в эксплуатацию в декабре 2017 г. в рамках модернизации Комплекса глубокой переработки нефти (КГПН) с двумя регенераторами получил возможность нарастить мощность по переработке с 5 до 5,5 млн т в год, производство высокооктановых бензинов — с 643 тыс. до 1,6 млн т в год, авиатоплива — с 21 тыс. до 75 тыс. т с последующим увеличением до 250 тыс. т в год; выпуск мазута уменьшился с 1,5 млн до 600 тыс. т в год. Предприятие смогло наладить выпуск моторных топлив классов К4 и К5, увеличив глубину переработки нефти до 84%. В ходе проведенного капремонта на дизельной секции КУ ГБД в реакторах гидроочистки и депарафинизации дизельных топлив установлены новейшие катализаторы американской компании UOP. Достигнуто снижение содержания серы в гидроочищенном дизельном топливе до 2-3 ррм при норме для класса К5 не более 10 ррм, а для класса К4 не более 50 ррм. В период подготовки перехода на выпуск продукции по новым стандартам топлива промыты трубопроводные системы, системы налива нефтепродуктов, очищены резервуарные парки, наработаны опытно-промышленные партии дизтоплива К4 и К5, оформлены паспорта качества.
В 2018 г. запущенный три года назад Комплекс по производству ароматических углеводородов (КПАУ), способный функционировать по топливному или нефтехимическому варианту, был нацелен на увеличение выпуска высокооктановых бензинов для внутреннего рынка. Уже в декабре началась отгрузка товарного параксилола — ценного сырья для нефтехимии, прошедшего паспортизацию и сертификацию. КПАУ может производить до 496 тыс. т параксилола и до 133 тыс. т бензола в год.
Переход на выпуск авиатоплива марки РТ в октябре, зимнего дизельного топлива с предельной температурой фильтруемости (ПТФ) –25°C экокласса К5 и уменьшенным количеством парафинов в ноябре, а также не имеющего аналогов в Казахстане дизтоплива Khazar-32 с ПТФ –32°C в декабре вывел АНПЗ на новый уровень развития.
Работать заводу помогает и внедренный в 2018 г. проект повышения эффективности планирования и проведения капитальных ремонтов на основании комплекса уникальных инструментов и методик RLG International.
Это Px(tm), TMP(tm), FAIR(tm), OR(tm), а также введенная в опытную эксплуатацию лабораторная информационная система LIMS Labware, позволяющая прослеживать жизненный цикл пробы от подачи заявки на отбор и до выдачи результата.
На ПНХЗ в ходе модернизации и реконструкции залито 67300 куб. м бетона, смонтировано 19432 т металлоконструкций, 209,5 км трубопроводов, 17,22 км инженерных сетей, проложено 1567,563 км электрического и кабеля КИП, установлено 806 единиц технологического оборудования и 5093 наименования приборов КИП. Претерпели изменения и методы ведения технологических и бизнес-процессов с акцентом на цифровизацию. С 2016 г. на заводе внедрялся проект повышения эффективности планирования и проведения капитальных ремонтов на базе программного обеспечения систем управления ТОРО IBM Мaximo, управления инспекциями и обеспечения надежности Meridium АРМ, управления мониторингом оборудования Uniformance Asset Sentinel и управления учетом простоев оборудования Honeywell и Advanced Solutions. С 2018 г. внедряется система оптимизационного планирования производства на базе информационной системы SimSciSpiral.
Годовая производственная программа ПНХЗ на 2019 г. будет разработана на основе LP-модели, что позволит экономить операционные и инвестиционные расходы завода и в целом приблизит его переход на новый технологический уровень в соответствии с концепцией цифровизации.
В декабре 2017 г. введен в эксплуатацию комплекс изомеризации и сплиттера нафты и комплекс установок производства серы; возведено 12 объектов общезаводского хозяйства; реконструированы имеющиеся производственные мощности: комплексы первичной и глубокой переработки нефти, а также установка замедленного коксования. Итоговая стоимость проекта модернизации составила 189,5 млрд тенге без НДС.
По информации отдела по связям с общественностью предприятия, эти меры позволили увеличить мощность завода по переработке на 1 млн т, глубину переработки до 85%, мощность установки каталитического крекинга с 1,35 млн т до 1,868 млн т в год по сырью. ПНХЗ обеспечил выпуск моторных топлив класса К4: дизтоплива и автобензина марок АИ-92, 95 в соответствии с требованиями Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 013/2011. С июля возобновились производство и отгрузка потребителям авиатоплива РТ, полностью соответствующего международным нормам и даже превосходящего их по ряду показателей.
Реактивное топливо, обладающее ультранизким содержанием серы и имеющее хорошие противоизносные свойства, высокую химическую и термоокислительную стабильность, на заводе получают гидроочисткой прямогонных керосиновых фракций с пределами выкипания 135-280°C при среднем давлении 25 кгс/кв.см в сочетании с использованием современного никель-молибденового катализатора, обладающего высокой активностью.
В июне 2018 г. АО «Национальный центр экспертизы и сертификации» зарегистрировало декларацию о соответствии топлива от ПНХЗ требованиям Технического регламента Таможенного союза 013/2011.
Заработавшая в конце 2017 г. комбинированная установка производства серы (КУПС) с блоком гранулирования серы со степенью конверсии сероводорода 99,9% в 2018 г. вышла на мощность 60 тыс. т в год. Комплекс утилизирует сероводород, образующийся в результате гидроочистки компонентов топлив. За первые месяцы работы КУПС объем серы в выпускаемом на ПНХЗ бензине марки К4 снизился в 10 раз.
По данным ПНХЗ, за 2018 г. завод увеличил не только объем, но и глубину переработки нефти — до 78,56% при плане 75,94%. В 2018 г. предприятие выработало 1, 430 млн т автобензина класса К4, 1,734 млн т дизтоплива К4, 310,5 тыс. т сжиженных газов, 629 тыс. т мазута, 294 тыс. т нефтебитума (рекордный показатель за годы независимости Казахстана) и 77,5 тыс. т авиатоплива РТ.
Дополнительным бонусом стало начало поставок водорода, используемого в процессе гидроочистки дизтоплива и бензина для снижения содержания серы. Это стало возможным после передачи 1 сентября 2018 г. отремонтированной установки производства водорода французско-казахстанскому СП «Эр Ликид Мунай Тех Газы» (ЭЛМТГ), где доля Air Liquide составляет 75%, а национальной нефтегазовой компании «КазМунайГаз» — 25%. Установка выведена на проектную мощность 20 тыс. н.м3/ч с подачей водорода на комплекс производства серы, гидроочистку дизтоплива, гидроочистку нафты, установку изомеризации в конце декабря 2017 г.
По планам министерства в 2019 г. ПНХЗ должен переработать 5,4 млн т нефти, выпустив 1,4 млн т автобензинов, 1,6 млн т дизтоплива, 201 тыс. т реактивного топлива, 300 тыс. т нефтебитума. В 2019 г. будет продолжено внедрение распределительной системы управления на технологических объектах. В частности, планируется разработка проекта дооснащения установок комплекса первичной переработки нефти (ЛК-6У) и комплекса глубокой переработки нефти (КТ-1) оборудованием АСУ ТП.
Проект модернизации и реконструкции PKOP, в результате которого на первом этапе предприятие наладило выпуск бензина и дизтоплива классов в К4 и К5, а на втором сконцентрировало усилия на увеличении мощности до 6 млн т нефти в год, завершился осенью 2018 г.
В июне 2017 г. на заводе завершился Этап 1 с запуском установки изомеризации, обеспечивающей выпуск нефтепродуктов, соответствующих классам К4 и К5. В том же месяце была введена в строй первая в Казахстане автоматическая установка точечного налива нефтепродуктов, обеспечивающая герметичный налив в вагон-цистерны. Выработка дизтоплива К-4 и К-5 началась в декабре 2017 г. Тогда же в рамках реализации Этапа 2 было обеспечено механическое завершение объектов общезаводского хозяйства, необходимых для пуска комплекса каталитического крекинга, в марте 2018 г. начались предпусковые работы на технологических установках, а летом установка каталитического крекинга RFCC производительностью до 2 млн т в год приняла первое сырье. За время модернизации на заводе введены в эксплуатацию установки изомеризации с блоком предварительной гидроочистки сырья мощностью 600 тыс. т в год и производства серы мощностью 4 тыс. т в год, реконструирована установка гидроочистки дизельного топлива, завершено строительство установки герметичного налива светлых нефтепродуктов и других объектов заводской инфраструктуры.
Завершив модернизацию, при стабильном спросе на топливо казахстанские заводы создали отечественную монополию, начав производить больше ГСМ, чем нужно внутреннему рынку.
По сообщению Минэнерго РК, по итогам 2018 г. обеспеченность рынка отечественными нефтепродуктами по бензину достигла 93,2%, по дизтопливу — 91,1%, по авиакеросину — 62%. В 2019 г. обеспеченность рынка отечественным бензином, дизтопливом (исключая зимнюю марку минус 15-25 °С) и авиакеросином составит 100%. Планы Министерства энергетики РК по наращиванию перерабатывающей мощности НПЗ в 2019 г. до 17,2 млн тонн подтолкнули власти к решению новых задач.
Продолжение следует.
Елена Бутырина