Оборудование и технологии для нефтепереработки попали в пятый пакет санкций ЕС. Речь идёт о реакторах гидрокрекинга, агрегаторах для производства ароматических углеводородов, а также о технологиях производства водорода, установках полимеризации и термического крекинга.
Причина зависимости от импорта зарубежных технологий нефтепереработки обусловлена модернизацией производственных мощностей нефтепереработки и нефтехимии, запущенной в 2010-е годы, отмечают отраслевые эксперты. В тот период преследовалась цель скорейшего повышения экономической эффективности отечественных предприятий. Для достижения показателей в сжатые сроки отечественные производители приобретали технологические решения на зарубежном рынке, а не инвестировали в разработку инноваций в России.
Отечественные технологические решения для нефтепереработки проигрывали не столько из-за того, что их продукция была несовершенна, а из-за условий тендеров, на которых иностранные предприятия делали более выгодные предложения за счет доступа к кредитным ресурсам, отмечают отраслевые эксперты.
Результатом такой политики является текущая ситуация, в которой оказался сектор нефтепереработки, когда страна технологически оснащена собственным оборудованием для первичной обработки нефти, а большая часть установок вторичной переработки находится в санкционном списке. При этом эксперты подчеркивают, что именно углубление переработки нефти с помощью высокотехнологичного оборудования ведет к развитию нефтегазовой промышленности и создает условия для появления в ней технологических инноваций.
Программа модернизации НПЗ
Перспективным решением является реализуемая в стране программа модернизации нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). В апреле 2021 года между крупнейшими представителями отрасли и Минэнерго было подписано соглашение о предоставлении субсидий к обратному акцизу на нефть для строительства 14 новых производственных мощностей глубокой переработки. Соглашением предусмотрено, что на период до 1 января 2031 года объем государственных инвестиций составит почти 1 трлн рублей.
В конце 2022 года «Газпром нефть» завершила строительство комплекса глубокой переработки нефти на Омском НПЗ — одном из самых современных нефтеперерабатывающих предприятий в стране.
Благодаря его модернизации ожидается максимальное импортозамещение катализаторов. Мощности модернизированного завода позволят производить 2 тыс. т катализаторов гидрокрекинга, 4 тыс. т гидроочистки и 15 тыс. т каталитического крекинга. Общая мощность Омского НПЗ должна будет составлять 21 тыс. т при спросе на катализаторы в начале 2022 года в размере 20 тыс. тонн.
Компания «ЛУКОЙЛ» также закончила в срок модернизацию комплекса переработки нефтяных остатков в Нижнем Новгороде, а к 2026 году планируется завершение проекта строительства комплекса каталитического крекинга в Перми.
Отечественный реактор для нефтеперереработки
Предприятие «Уралхиммаш», которое производит оборудование для предприятий нефтехимической, нефте- и газоперерабатывающей отраслей промышленности, в рамках импортозамещения в декабре 2023 года изготовило реактор для нефтеперереработки по заказу компании «Газпромнефть-ОНПЗ» (дочернее предприятие «Газпром нефти»).
Технология, по которой производилось оборудование, ранее поставлялось французскими и итальянскими компаниями. Сейчас это первый в России реактор, импортозамещенный в полном объеме, — от внутрикорпусного устройства до всего остального. Как рассказали в «Уралхиммаше», это оборудование призвано заменить то, что было установлено на Омском НПЗ 40 лет назад.
На продукцию нанесена монограмма Института нефтегазовых технологических инициатив, подтверждающая соответствие оборудования всем необходимым международным стандартам. Установка состоит из четырех реакторов, объединенных в один корпус. Его общая масса составляет 231 т, а длина — 49,7 метра.
По информации пресс-службы «Уралхиммаша», реактор спроектирован на основании документации иностранного лицензиара UOP LLC (входит в Honeywell). Завод переработал документацию, изменил материальное исполнение оборудования, нашел отечественные внутрикорпусные решения, которые обеспечивают функциональность и работоспособность оборудования.
Аналоги импортного оборудования для НПЗ
«ТНГ-Групп» разрабатывает аналог аппаратуры MDT Шлюмберже, привод буровой штанги для нефтеперерабатывающих заводов и деталей для донного барабана погружного оборудования линий оцинкования, об этом сообщили представители компании в марте 2024 года.
В рамках постановления российского правительства, дающего возможность компаниям-поставщикам доработать свою продукцию для требований крупных корпораций-заказчиков, реализуемого через Агентство технологического развития, компания выиграла два гранта.
По первому из грантов специалисты ведут разработку конструкторской документации на привод буровой штанги для процесса гидравлического декоксования. Такая установка применяется на нефтеперерабатывающих заводах.
Второй грант выдан для разработки подшипникового узла скольжения корректирующего и стабилизирующего роликов для донного барабана погружного оборудования линий оцинкования.
Перспективы нефтехимической отрасли в условиях санкционного режима
Перспективы адаптации нефтехимической отрасли к санкционному режиму выглядят хуже, отмечают отраслевые эксперты. Отечественные производители полностью полагались среди прочего на импортные поставки катализаторов полимеризации этилена и пропилена. В 2020 году зависимость от этой иностранной технологии составляла 100%.
Монополизация мирового рынка реагентов и присадок иностранными химическими корпорациями BASF, Clariant NALKO, Afton Chemical привели к отсутствию интереса со стороны российского бизнеса к инвестированию в разработки и производство отечественных присадок и реагентов и, как следствие, к отсутствию конкурентоспособных продуктов отечественного производства. В связи с этим сегодня предприятия стали зависимы от поставок запасных частей для оборудования, смазочных материалов, реагентов, присадок, комплектующих и технологий из стран ЕС, США и Японии. Высочайшую долю импорта демонстрируют компрессоры, печи пиролиза и технологии массообмена, отмечают отраслевые эксперты.
В зоне технологического риска
Технологии, которые оказались в санкционном списке, должны были обеспечить своевременный запуск крупнейших инновационных проектов в стране. В результате в зону технологического риска попал расположенный в Ленинградской области проект «Балтийский химический комплекс», который принадлежит предприятиям «Газпром» и «РусГазДобыча». Он является частью создаваемого комплекса по переработке этансодержащего газа — передового инвестиционного проекта по созданию в стране одного из крупнейших в мире кластеров для выделения и глубокой переработки углеводородного сырья.
Комплекс по переработке этансодержащего газа будет крупнейшим в мире, с мощностью по производству полиэтилена до 3 млн т в год. Этот комплекс претендует на право стать самым большим по объему переработки газа в России — 45 млрд куб. м в год. Также это будет крупнейшее в Европе производство СПГ — 13 млн т в год.
Срок строительства Амурского ГХК увеличен на 3 года
Реализация проекта Амурского газохимического комплекса «СИБУРа», включающая строительство и пусконаладочные работы, должна завершится в 2027 году. До введения западных санкций «СИБУР» собирался его достроить в 2024 году.
В руководстве Амурского ГХК заявили, что завод столкнулся с определенными трудностями после того, как европейские партнеры отказались поставлять оборудование в рамках заключенных ранее контрактов, но руководству компании удалось найти новых поставщиков и согласовать график реализации пуска завода и обновленный бюджет. Технические проблемы, которые были созданы «недобросовестными партнерами», преодолены. Сегодня компания работает с производителями из Китая, стран Персидского залива и других «дружественных» государств, поэтому большая часть вопросов решена.
Амурский ГХК должен стать крупнейшим в мире комплексом по производству базовых полимеров мощностью 2,7 млн т в год — 2,3 млн т полиэтилена и 400 тыс. т полипропилена. Инвестиции в мегапроект оценивались в $10 миллиардов.
Аналог зарубежного антиоксиданта для нефтехимии
«Стерлитамакский нефтехимический завод» (СНХЗ), которым управляет «Росхим», завершил научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по разработке технологии получения фенольного антиоксиданта «Агидол-110», сообщила в январе пресс-служба «Росхима».
Антиоксидант используется при производстве полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида, полиэтилентерефталата, АБС-пластика, полистирола, термоэластопластов и синтетических каучуков.
В настоящее время аналогов «Агидолу-110» на внутреннем рынке нет. Подобный фенольный антиоксидант ранее не производился в России, а его аналоги до санкционной политики импортировались из-за рубежа. Сотрудники центральной заводской лаборатории завода разработали технологию и подобрали технические решения, позволившие получить фенольный антиоксидант «Агидол-110», соответствующий зарубежным стандартам качества, отмечается в сообщении.
Предполагается, что выпуск антиоксиданта создаст новые возможности для рынка нефтехимической промышленности. Проект по разработке новой линейки антиоксидантов производства СНХЗ включен в план мероприятий Минпромторга по импортозамещению в химической промышленности.
Интеграция НПЗ с нефтехимическими мощностями
Часть решений как для нефтехимии, так и для нефтепереработки представлены в российских научно-исследовательских институтах, однако многие из них нуждаются в промышленной апробации, пилотных проектах и дальнейшей доработке.
Эксперты также обращают внимание, что для развития нефтехимической отрасли в долгосрочной перспективе стратегически важно объединять в единых производственных кластерах нефтеперерабатывающие заводы и нефтехимические комплексы.
В мире 30% всех НПЗ интегрированы с нефтехимическими мощностями. Такое решение позволяет не только диверсифицировать продуктовую линейку и получать таким образом дополнительные возможности снизить операционные расходы, но и в целом сделать отрасль более гибкой к внутренним и внешним технологическим вызовам.
Трудности нефтесервиса
Нефтегазовый сервис также является одной из самых ориентированных на импорт отраслей. Несмотря на невысокую долю на российском рынке, иностранный нефтегазовый сервис практически монополизировал его наиболее критические сегменты. Он занимал, по данным VYGON Consulting, 10–15% в низкотехнологичных сегментах и до 80% — в высокотехнологичных, был основным поставщиком программного обеспечения высокотехнологичных решений по интенсификации добычи.
В 2022 году так называемая «большая нефтесервисная четверка» (Sclumberger, Baker Hughos, Weatherford International, Halliburton) приостановила инвестирование проектов на рынке в России, а Halliburton объявила о завершении всей деятельности в стране. При этом для иностранных компаний российский рынок не являлся стратегически значимым. По оценке Vygon Consulting, в 2022 году Schlumberger занимала около 8% российского рынка нефтесервисных услуг, Halliburton и Baker Hughes — по 2%, при этом последние годы доля иностранных компаний на российском рынке снижалась.
Присутствие в России не является для крупных нефтесервисных компаний критически важным: у Schlumberger на Россию в среднем в 2020–2021 годах приходилось 5% глобальной выручки, у Halliburton — 2–3%, у Baker Hughes — 2%.
Наиболее болезненными последствиями для нефтесервисной отрасли является невозможность использовать инновационное программное обеспечение и технологии. В 2020 году доля импортного ПО в нефтегазовой отрасли составляла 90%.
Другие трудности, по мнению отраслевых экспертов, будут обусловлены износом импортного оборудования и запретом его поставок, что может привести если не к снижению объемов, то как минимум к снижению эффективности нефтедобычи, повышению ее себестоимости и к сложностям в освоении трудноизвлекаемых запасов.
Тюменский завод Schlumberger запустил производство нефтесервисного оборудования
Однако импортозамещение в отрасли набирает обороты. Например, «Тюменский опытно-экспериментальный завод геофизического машиностроения», входящий в группу компаний Schlumberger, 29 января запустил серийное производство нефтесервисного оборудования — блендеров для повышения эффективности нефтеотдачи пластов.
Меньше чем за год в Тюмени специалисты российского подразделения компании Schlumberger разработали полностью отечественную технологию, сообщил губернатор Тюменской области Александр Моор.
Затраты на реализацию проекта за три года составили около 400 млн рублей. В Тюмени планируется производить до четырех установок в год. По информации губернатора, блендер для повышения эффективности нефтеотдачи пластов позволяет почти вдвое экономить на материале, который нефтяники закачивают в пласт. Это играет решающую роль, когда месторождение находится далеко от основных дорог. Сокращаются издержки на подвоз материалов и сроки, необходимые для запуска скважины в работу, отметил Моор.
300 млн руб. на нефтесервисное производство в Свердловской области
«Богословский инженерный центр», один из новых резидентов индустриального парка «Богословский» в Свердловской области, направит на запуск производства высокотехнологичной оснастки для нефтяных и газовых скважин 300 млн руб., сообщил департамент информационной политики региона.
В рамках проекта нефтесервисное предприятие планирует построить в индустриальном парке три здания общей площадью 2 тыс. кв. метров. Начало производства намечено на 2024 год. «Богословский инженерный центр» переносит свою площадку из Рязани в Краснотурьинск.
100 импортозамещающих проектов тюменского нефтегазового кластера
В прошлом 2023 году предприятиями тюменского нефтегазового кластера было представлено почти 100 технических проектов для нефтегазовых компаний. Некоторые из них в 2024 году будут проходить опытно-промышленные испытания, остальные находятся в процессе разработки, сообщил губернатор региона Александр Моор. При этом он подчеркнул, что удалось ускорить процесс выхода проектов на опытно-промышленные испытания с двух лет до полугода.
Моор отметил, что в условиях санкций нефтегазовые компании сталкиваются с серьезными технологическими вызовами. «Нужно ремонтировать оборудование, запчасти к которому сегодня не поставляются. Разрабатывать новое оборудование на замену тому, которое ушло с рынка. Это большой объем заказов. И это сжатые сроки. Сегодня такой спектр задач, что места хватит всем, и здесь важно наладить процесс», — подчеркнул губернатор.
Нефтегазовый межрегиональный кластер создан при поддержке правительства Тюменской области и Ямало-Ненецкого автономного округа. В его состав на сегодняшний день входит 135 предприятий из 21 региона России, производящих нефтегазовое оборудование и оказывающих нефтесервисные услуги.
