zobiki.ru С чего начать свое дело - Информационный портал.
Моб: +7-908-114-86-41
656064, г. Барнаул, ул. Павловский тракт, д. 49 б, офис 311
Режим работы: 8:00 до 22:00
Сам себе НПЗ: независимые переработчики против нефтяных гигантов. 10 НОЯБРЯ 2015 ГОДА КОМПАНИИ / ЭНЕРГЕТИКА / НЕФТЬ МОСКВА, 10 ноября
К началу XXI века созданный во времена СССР нефтеперерабатывающий комплекс России поделили между собой крупные игроки, превратившиеся благодаря этому в полноценные вертикально-интегрированные компании (ВИНК). В результате, на рынке возникла олигополия: восемь компаний контролировали более 90% объема переработки и внутреннего рынка нефтепродуктов. При этом, ВИНК в первую очередь ориентировались на международный рынок и не были заинтересованы в поставках своей продукции потребителям внутри страны, которые снабжались по остаточному принципу.
Малые и средние НПЗ, не вошедшие в состав ВИНК, не могли с ними конкурировать на равных из-за плохой технической оснащенности, низкого качества продукции и логистических проблем. Тем не менее, за последние 10 лет в России появилось крупные независимые НПЗ, которые производственным и финансовым показателям не уступают заводам ВИНК. Секреты успеха – современное производство и гарантированный рынок сбыта.
Первым крупным проектом по созданию независимого нефтепереработчика стал Антипинский НПЗ , решение, о строительстве которого было принято в 2004 г. Инвесторами проекта выступила группы предпринимателей из Тюменской области. Хотя проект получил всестороннюю поддержку властей региона, но даже благодаря наличию "административного ресурса", отношение к нему было крайне скептическим.
Тем не менее, акционеры сумели договориться о кредитах, обеспечить финансирование и построить современный НПЗ. Если на старте в 2006 г. мощность завода составляла 400 тыс. т/г. переработки, то уже через четыре года она выросла в 10 раз до 4 млн т/г. В результате, Антипинский завод превратился в лидера на рынке Тюменской области и крупного игрока в соседних регионах.
Завод продолжает активно наращивать производственные мощности, которые с 2010 г. по 2014 г. удвоились, достигнув 8 млн т/г. В прошлом году объем производства разных видов нефтепродуктов превысил 6,2 млн т.
При этом, маркетинговая стратегия завода с самого начала была сориентирована на выпуск нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью. Сейчас завод способен выпускать дизельное топливо стандарта Евро-5, в следующем году начнется производства бензина, отвечающего самым высоким международным требованиям. До конца 2015 г. глубина переработки нефти должна достичь 94% . Этот показатель в среднем по России не превышал 74% в 2014 г. Выпуск дизельного топлива составит до 50% продукции завода. По этим параметрам Антипинский НПЗ можно сравнить с лучшими европейскими нефтеперерабатывающими предприятиями.
На этом процесс развития завода не будет завершен. После окончания строительства современного нефтеперерабатывающего блока на базе НПЗ предполагается создать нефтехимический комплекс с целью производства ароматических углеводородов – бензола, толуола и ксилола.
Успех проекта признают эксперты и руководители многих ВИНК, которые рассматривают Антипинский НПЗ как серьезного соперника на внутреннем рынке. Со стороны нефтяных компаний, в частности бывшей ТНК-BP, неоднократно предпринимались попытки купить НПЗ в Тюмени, но на все предложения о продаже владельцы завода отвечали отказом.
Повышаем рентабельность мини-НПЗ модулем глубокой переработки мазута
Последние 8 лет мы активно продвигаем концепцию глубокой переработки нефти с использованием малобюджетных аппаратурно-технологических решений. В годы экономического кризиса для нефтеперерабатывающей промышленности этот призыв весьма актуален. Особенно актуален вопрос глубокой переработки нефти для мини-НПЗ.
Понятно, что на малом заводе при несовершенной технологии глубина переработки нефтяного сырья не превышает 50–60%, а это значит, что и прибыльность такого НПЗ минимальна. Собственники просчитались. Нужны средства на модернизацию. Экономическим базисом высокой рентабельности любого НПЗ, и прежде всего «мини», является технология с максимально высокой глубиной переработки нефти. Суммы чистой прибыли, а, следовательно, и рентабельность, будут максимальны при глубине переработки нефти свыше 90%, т.к. только светлые нефтепродукты имеют максимальную добавленную стоимость. Выход один: надо модернизировать примитивную технологию переработки нефти на максимальный выход дистиллятных топлив, а заодно и привести документацию в соответствие с нормативами. Методология модернизации малых НПЗ дополнительным монтажом модуля глубокой переработки мазута, либо гудрона, приведена в настоящей статье.
Первичная перегонка нефти на мини-АТ
Базовыми технологическими решениями практически всех мини-НПЗ является первичная перегонка нефти. В основе схем перегонки нефти заложены различные аппаратурные решения. Однако, даже на профессионально изготовленных установках, отбор светлых фракций не превышает 70–80% от потенциала. Выход мазутов превышает 50%, и в них содержится до 15–40% дизельных фракций. Порой в мазутах можно обнаружить хвостовые бензиновые фракции.
В некоторых случаях на «мини» пытаются достичь более глубокого отбора светлых моторных топлив, – устанавливают вакуумную колонну. Дополнительные капитальные затраты оказываются неоправданно высокими с малым экономическим эффектом. Получаемые вакуумные газойли, как правило, высокопарафинистые, с высокими температурами завстывания и высокой вязкостью, что значительно снижает стоимость товара. Остаточный гудрон на рынке не востребован.
Встает задача поиска эффективных технологических решений по переработке мазутов. Остаточные
фракции мазута представляют ценное сырье для конверсионной переработки в дизельные дистилляты. Для НПЗ с малой производительностью рентабельными могут быть только малобюджетные технологические схемы глубокой переработки мазута с получением в максимальном количестве высоколиквидных светлых товарных нефтепродуктов, цена которых в 2–3 раза выше исходного сырья.
Технологическая концепция модернизации мини-НПЗ
Только глубокая деструкция тяжелых углеводородов нефти обеспечит решение поставленной задачи: производство светлых бензино-дизельных топлив в максимальном количестве. Такое условие можно осуществить с помощью новых аппаратурно-технологических решений. Эти решения должны быть универсальными и комплектными. Конечно, для малого НПЗ технологическое оформление процесса переработки мазута должно быть в модульном исполнении. Модуль глубокой переработки мазута должен быть интегрирован с установкой первичной перегонки нефти по основным технологическим потокам, и особенно, по схеме рекуперации тепла. Дополнительное комплектование действующего «мини» модулем глубокой переработки мазута должно отвечать условиям минимизации вложения инвестиционных средств. Срок изготовления и привязки модуля не должен превышать 6–7 мес., а эксплуатационный срок окупаемости инвестиций не должен быть более 4–6 мес.
Описание технологических решений
За последние годы в России построены около двух сотен, так называемых мини-НПЗ мощностью менее 10–100 тыс. тонн нефти/год. Основу технологии таких заводов составляет процесс первичной перегонки нефти, т.е. ее атмосферной ректификации на получение прямогонных низкооктановых бензинов и дизельных топлив. Основной реализуемый товар – судовые топлива. Остаточные прямогонные мазуты стараются продать на экспорт, сжигают в котельных или на промыслах закачивают в нефтепровод. За счет экономии на транспортных расходах, строительство таких мини-НПЗ в удаленных регионах стало обоснованным. Однако малая (не более 50–60%) глубина отбора светлых топлив не окупает затраченных средств на строительство мини- НПЗ базирующихся только на первичной перегонки нефти. Вакуумная перегонка мазута не вытягивает экономику «мини» в высокую доходность.
Увеличить глубину переработки нефти можно различными способами. Безусловно, приоритет у процесса «Висбрекинг» – он имеет наименьшие капитальные затраты, а появившийся безмазутной – «дизельный висбрекинг» еще и дополнительно обеспечивает выработку дизельно- бензиновых дистиллятных фракций до 30–40% на нефть. На создаваемых мини-НПЗ по безмазутной отечественной технологии переработки нефти «Висбрекинг- «Термакат» глубина переработки нефти гарантирована до 85–92%, что обеспечивает высокую рентабельность даже малым заводам мощностью 30–40 тыс. т. нефти/год. На построенном в ХМАО малом НПЗ-0,8 на пусковой отработке безмазутной технологии было показано, что новые аппаратурно- технологические решения позволили увеличить выход светлых моторных топлив на 26% выше потенциала исходной нефти. Результат надо сказать отличный – всем понятно, что доходность от реализации дизельных фракций в 2,5–3 раза выше, чем от мазута.
Однако, мы, как разработчики, до сих пор не знаем, почему завод не работает на максимальную глубину переработки нефти, почему главный инженер не включает в работу блок конверсии мазута?
Не понятна позиция собственника, который мирится с ежемесячными многомиллионными потерями в своем бизнесе.
Назначение технологических решений: глубокая переработка по безмазутной схеме нефтей, в том числе низкого качества: тяжелых, вязких, парафинистых; остаточных мазутов, гудронов и нефтешламов, в светлые дистиллятные продукты (выход 85–93%) и вторичное котельное/судовое топливо и/или дорожные и промышленные битумы.
Конечно, правильнее всего проектировать и строить НПЗ на глубокую переработку нефти с применением интегрированных технологических схем. Аппаратурно- технологические решения в этом случае будут с минимальными капиталовложениями, а технологический результат наиболее эффективным. Последними проектными разработками найдено рациональное аппаратурно- технологическое решение по созданию комплектного блока вторичной глубокой переработки мазута и компактного мини-модуля глубокой конверсии мазута. Разработка выполнена в 2-х вариантах.
1. Полноценный блок вторичной переработки мазута в составе ректификационной колонны, технологической нагревательно-реакционной печи и модуля кавитационной конверсии мазута. Блок размещается в щитовом строительном модуле площадью 6х18 м, с высотой колонны 12 м.
При переработке 50%-го мазута типа М-40 от западносибирской нефти получают, % масс. на нефть:
2–3 % – бензиновых фракций;
20–25 % – дизельных фракций;
8–10 % – печного/судового топлива;
12–16% – остаточного судового топлива/ М-100
Получаемая продукция с блока вторичной переработки мазута откачивается в товарный парк. Рекуперация тепла откачиваемых потоков осуществляется на блоке первичной перегонки нефти.
2. Модуль кавитационной конверсии мазута (МККМ), фактически является «сердцем» блока вторичной переработки мазута. Оборудование модуля смонтировано на платформе размером 2,2х4,2 м. Изометрическое изображение модуля ККМ приведено на рис. 2. Модуль изготавливается в 2-х вариантах: на переработку нефти и на переработку мазута.
Технологически модуль встраивается в первом случае на потоке нефти между печью и колонной, во втором случае на потоке откачиваемого из колонны мазута. Дополнительно полученные дистиллятные дизельные и бензиновые фракции выводятся из существующей колонны на
мини-заводе. В отдельных случаях, после предварительного расчета существующей технологии, может потребоваться дополнительный монтаж ректификационной колонны и технологической печи. В этом случае первичную производительность существующих мини-установок можно увеличить в
1,5–2 раза.
Оптимальная производительность МККМ – от 3,0 до 6,0 м3/час. Минимальная мощность мини- модуля конверсии мазута ограничена производительностью надежной работы кавитационно- акустических насосов – 1,5–2,0 м3/час. Дополнительный выход дистиллятных фракций – до 30% на нефть. В остатке получают остаточное судовое топливо, либо мазут М-100, либо сырье для производства дорожных битумов. В качестве дополнительной опции поставляется модуль по производству неокисленных дорожных битумов.
3. Типовые модули ГПН. Для профессионально построенных установок первичной переработки нефти можно рекомендовать ранее разработанные типовые модули, которые в совокупности представляют интегрированную технологию глубокой переработки нефти по полной схеме термокавитационной конверсии тяжелых углеводородов – процесс «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®». Для
модернизации действующих нефтеперерабатывающих производств, после экспертизы технологии и оборудования, рассчитываются и подбираются необходимые типовые решения технологических модуле.
Инновационность решений
Среди отечественных разработок заслуживает внимание процесс «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®», обеспечивающий максимальную конверсию мазута в бензино-дизельные фракции.
В технологии «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» разработчики вышли на управление конкурирующими процессами термодеструкции и термополиконденсации, что позволяет получать в остатке высококачественные дорожные битумы заданных свойств. Термокавитационное воздействие на тяжелые компоненты остаточных мазутов обеспечивает их максимальную конверсию в бензино-дизельные дистилляты, одновременно влияет на рост асфальтеновой фазы и ее стабильность. В зависимости от исходного содержания асфальтенов в нефти выход битумов может колебаться от 5 до 40%, при этом выход бензино-дизельных фракций, квалифицируемых как ШФЛУ плотностью менее 820 кг/м3, составляет 55–93%. При отсутствии потребности в битумах производится вторичное котельное топливо марки М-100, либо остаточное судовое топливо, их выход может составлять 20–30%. Энергозатраты на конверсионный процесс сравнимы с вакуумной перегонкой мазута, которая, кстати, в этом случае совершенно не нужна.
Висбрекинг мазута протекает мягче и глубже, нежели для гудрона, и процесс надежнее в эксплуатации – исключается закоксовывание оборудования, что в случае с гудроном является основным отрицательным фактором. Технологическая схема переработки тяжелых нефтей на базе процесса «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» универсальна и легко перенастраивается с операторного пульта либо на производство битумов, либо на производство остаточного котельного топлива. Следует отметить, что получаемые бензины характеризуются повышенными октановыми числами – на 6–12 пунктов выше чем для прямогонных, а дизельные топлива получаются с более низкими температурами застывания – на 10–15°С ниже чем для прямогонных. Качество бензина и дизельного топлива по фракционному составу закладывается на ректификационной колонне. Избыточное содержание серы из бензиновых и дизельных фракций (до соответствия требованиям Евро-4,-5) должно быть удалено одним из приемлемых (по капитальным затратам) для малотоннажных производств методов.
Технические характеристики
Технологические блоки и модули для мини-НПЗ- УГПН создаются производительностью 20, 40, 100 и 200 тыс. т. Каждый модуль максимальной монтажно- технологической готовности, включающий аппараты и оборудование, контрольно-измерительные приборы, запорную, предохранительную и регулирующую арматуру, трубопроводную обвязку и электропроводку, размещается на платформе 3х7 м и может транспортироваться автомобильным, речным и железнодорожным транспортом. Срок изготовления модулей – 6 мес.
Комплектные мини-НПЗ проектируются, изготавливаются, монтируются и вводятся в эксплуатацию уже через 10–12 мес. с момента принятия заказа. Срок окупаемости – до 6–12 мес. Доходность: свыше 6000 руб./т нефти.
Производительность: 20–50, 100 и 200 тыс. т/год.
Количество модулей: 3–13 ед.
Площадь для размещения технологического оборудования: 40х60 м2.
Установленная электрическая мощность: 120–250 кВт
Производственный персонал: 2 чел. в смену.
План-график работ по модернизации и инвестированию
Работы по модернизации мини-нефтеперегонного производства начинаются с обследования существующего производства, расчетов основного оборудования. При выработке инженерной концепции аппаратурно-технологического оформления технологии глубокой переработки нефти учитываются все основные и вспомогательные потоки, рассчитывается схема рекуперации тепла. Выбирается наиболее благоприятное сезонное «окно» для монтажа модулей на действующем производстве.
План-график работ и инвестиций по модернизации мини-НПЗ обычно рассчитывается на 1 год. Сроки приняты с учетом заказов материалов, изготовлением, поставками и пусконаладочными работами.
Обеспечение качества продукции в соответствии с техрегламентом
Поскольку содержание серы в товарных продуктах 1-й очереди полностью зависит от содержания серы в исходном сырье, а содержание серы в нефти как правило составляет 1,0–1,6%, то квалифицировать продукты необходимо будет с учетом их сернистости. Бензиновые фракции, скорее всего как нефтехимическое сырье, либо как компонент ШФЛУ. Дизельные фракции могут быть квалифицированы как печные топлива, маловязкие судовые топлива. Дорожные битумы могут вырабатываться широкой ассортиментной гаммы.
Может вырабатываться свыше 10 видов светлых дистиллятных продуктов (светлые печные и судовые топлива, растворители и т.п.) и все марки дорожных и промышленных битумов (строительные, кровельные, изоляционные и др.). При недостатке нефти установка может эксплуатироваться на любом доступном углеводородном сырье (мазуты первичные, гудроны, вакуумные газойли, газоконденсатные остатки, АСПО и т.п.). Основное требование – минимальное содержание в нефтяном сырье серы и механических примесей.
Продукты 2-й очереди
(каталитическое облагораживание )
При разработке инженерной концепции модернизации нефтеперерабатывающего производства должны быть рассмотрены все организационные и технологические решения по объему и видам работ для 2-й очереди завода, реализация которых позволит выпускать ту же самую продукцию, только с категорией качества по квалификации Евро-4,-5. Основными продуктами станут: автомобильный бензин АИ-95 и дизельное топливо Евро-5 летних и зимних видов. Малые НПЗ вполне обоснованно рассматривают возможность глубокой переработки мазутов, с получением светлых дистиллятных топлив и остаточных дорожных битумов.
Продукция
Товарный баланс глубокой переработки мазута или гудрона определяется химическим составом и физико-химическими свойствами сырья, а также установленным технологическим режимом переработки. Товарный баланс существенно зависит также от плана по ассортименту вырабатываемой продукции. Выработка остаточного продукта более глубокой степени превращения, как правило, приводит к увеличению выхода светлого дистиллятного продукта и технологического газа. Балансовые выходы продуктов даны в альтернативных вариантах выработки остаточных продуктов – вторичного котельного топлива мазута топочного М-100 и дорожного битума. Кроме указанных выше продуктов на установках типа УГПМ могут производиться:
1) светлая бензиновая фракция – нафта по СТП с выходом до 15% масс.;
2) взамен светлого печного бытового топлива – судовое маловязкое топливо по ТУ 38.101657-87, моторные топлива ДС и ДМ для среднеоборотных и малооборотных дизелей по ГОСТ 1667-68, углеводородная фракция термодеструктивных процессов (К-4) по ТУ 38.1011303-90;
3) взамен дорожного битума-мазут топочный по ГОСТ 10585-99, битумы вяжущие по ГОСТ Р 52056-2003, битумные эмульсии по ГОСТ Р 52128-2003, битум кровельный по ГОСТ 9548-74, битум строительный по ГОСТ 6617-70, пеки волокнообразующие, связующие, электродные и пр.
Ассортимент товарной продукции должен быть согласован с разработчиком на стадии привязки проекта на основании свойств исходного сырья. Для проблемных видов сырья могут быть проведены пилотные процессинговые эксперименты на получение планируемой продукции. Доукомплектование мини- установок АТ блоком глубокой переработки мазута позволяет перевести мощности в разряд малых НПЗ с квалифицированной переработкой нефти до высококачественных дорожных битумов и дизельных или печных топлив (в зависимости от сернистости сырья). Достигаемая глубина переработки нефти в 85–93% обеспечит высокую прибыль от эксплуатации любого малого НПЗ даже в кризисных условиях.
Реконструкция, либо модернизация мини-НПЗ на существенное углубление переработки нефти позволит собственникам вывести свое предприятие из кризисного состояния в высокорентабельную эксплуатацию. Только так можно восстановить нефтеперерабатывающее производство и обеспечить работой не один десяток человек.
66 | 1/2015 (45) | СФЕРА. НЕФТЬ И ГАЗ
Проекты строительства, реконструкции и модернизации мини-НПЗ (от 10 000 тонн/год до 1 000 000 тонн/год).
Проектно-конструкторское бюро завода в сотрудничестве с проектным институтом ООО «ПриволжскНИПИнефть» выполняет проекты строительства, реконструкции и модернизаии мини-заводов по переработки сырой нефти и вторичной переработке нефтепродуктов (мазута, битума, газойля) объемом переработки до 1 млн тонн в год по сырью.
Проектирование нефтеперерабатывающих заводов малой производительности (мини-НПЗ) с учетом пожеланий заказчика и условий размещения будущего объекта.
Проект мини-НПЗ
состоит из проектной документации (стадия ПД), рабочей документации (стадия РД) и специальных разделов для прохождения государственной экспертизы:
- охрана труда и управления производством,
- сметы и организация строительства,
- ИТМ гражданской обороны, мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций,
- охрана окружающей среды, оценка воздействия на окружающую среду проектируемых и действующих объектов;
- выполнение расчетов и разработка норм предельнодопустимых выбросов (сбросов) загрязняющих веществ в окружающую среду, размещение отходов;
Также осуществляем проектирование дополнительных разделов:
Автоматизация оборудовани нефтеперерабатывающих заводов (АСУ ТП мини-НПЗ);
- осуществление функций генпроектировщика мини-НПЗ;
- авторский надзор за строительством мини-НПЗ;
- инжиниринговые услуги в области нефтепереработки.
Пример. УПН-250 (установка переработки нефти производительностью 250 000 тонн/ в год).
Назначение проектируемого объекта.
Установка по переработке нефти (мини НПЗ) для получения бензина, керосина, дизельного топлива, газойля и мазута путем разгонки нефти в ректификационной колонне, Для обеспечения бесперебойной работы установки проектом предусмотрены основные технологические объекты НПЗ:
— площадка печи с топливными емкостями;
— площадка насосов УПН-250;
— операторная и лаборатория;
— дренажные емкости и резервуары V=10, 25, 50 м3;
— котельная;
— площадка дизельгенератора;
Мощность установки по перегонке нефти – 250 тысяч тонн в год.
Номенклатура выпускаемых нефтепродуктов на установке и их качество в соответствии с требованиями «Временного технологического регламента установки УПН-250».
Состав проектируемых объектов мини-НПЗ.
Рабочим проектом предусматривается разработка проектной, рабочей и сметной документации следующих основных сооружений на территории Ленинградской области.
1. Установка по переработке нефти УПН-250:
— площадка колонны и теплообменников;
— площадка печи с топливными емкостями и резервуарами;
— площадка насосов УПН-250;
— операторная и лаборатория;
— дренажные емкости V=10м3;
— котельная;
— лафетная установка;
— площадка дизельгенератора;
Проектом мини-НПЗ предусматриваются следующие разделы:
генеральный план и транспорт;
технологические решения;
архитектурно-строительные решения;
тепловые сети;
наружные сети канализации;
пожарная сигнализация и оповещение людей о пожаре;
автоматизация технологического процесса;
электроснабжение завода;
электрооборудование;
пожаротушение нефтеперерабатывающего завода или мини НПЗ;
мероприятия по предотвращению чрезвычайных ситуаций на НПЗ;
мероприятия по обеспечению пожарной безопасности;
экологическое обоснование для выбора площадки для строительства;
расчет энергопотенциалов;
проект организации строительства;
проектная, рабочая и сметная документация.
Мини-заводы (мини НПЗ) по производству моторного топлива
Решение для отдаленных районов и месторождений нефти
Получение товарного моторного топлива, соответствующего требованиям любых стандартов
Мини-заводы по производству моторного топлива (нефтепродуктов) представляют собой полностью укомплектованные модульные установки(заводы), пригодные для немедленного монтажа на рабочей площадке и предназначенные для того, чтобы быть полностью готовыми к эксплуатации в течение трёх недель после прибытия оборудования на подготовленную строительную площадку.
ВЫХОД ПРОДУКТА С МИНИ НПЗ
НАФТА (ПРЯМОГОННЫЙ БЕНЗИН С МИНИ НПЗ) – Типичная температура конца кипения нафты – от 110°C до 185°C. Эта углеводородная фракция разделяется УМТ на две составляющие – нафту и нефрас. Нафта в дальнейшем используется в качестве базового компонента при производстве высокооктановых бензинов.
ДИЗЕЛЬНАЯ ФРАКЦИЯ (ДИСТИЛЛЯТ С МИНИ НПЗ) – Типичный температурный диапазон кипения этого продукта находится в пределах приблизительно от 185°C до 340°C. Продукт подвергается дополнительной ректификации для разделения керосина (лигроина) и дизельного топлива. В зависимости от желания заказчика может вырабатываться арктическое, зимнее или летнее дизельное топливо.
ОСТАТОЧНАЯ ФРАКЦИЯ (ПРЯМОГОННЫЙ МАЗУТ С МИНИ НПЗ) – это фракция после первичной разгонки, которая тяжелее дистиллята, с температурой начала кипения приблизительно 320°C. Этот продукт обычно используют при производстве различных марок флотских топлив и мазутов.
При переработке обычной сырой нефти на мини НПЗ с удельной плотностью до 0,865 установка будет работать при номинальной мощности, и на ней будет производиться приблизительно 20% объемн. нафты и лёгкого бензина (нефрас), 30% объемн. среднего дистиллята (керосин и дизельная фракция) и 50% остаточной фракции (прямогонный мазут). Фактическая производственная мощность мини НПЗ, выходы продуктов в процентах и их температуры кипения меняются в зависимости от специфических характеристик используемой сырой нефти поставляему на мини НПЗ. После получения данных о составе сырой нефти необходимо предоставить выходы продуктов, которые могут быть произведены на мини НПЗ и осуществить модификацию мини НПЗ для удовлетворения особых потребностей и требований к проектированию.
Проектный институт «УНИПИнефть» готов обеспечить проектирование любого дополнительного оборудования для дальнейшей переработки потоков продуктов, например, установки гидроочистки средних дистиллятов, каталитического риформинга, вакуумной перегонки и стабилизации нафты.
УСТАНОВКА ПО ПРОИЗВОДСТВУ МОТОРНОГО ТОПЛИВА (МИНИ НПЗ)
ВАРИАНТЫ ИСПОЛНЕНИЯ И УСЛУГИ:
Поставка запасных частей, рассчитанных на два (2) года работы установки
Технадзор при строительстве – 1 человек на 30 дней
Технадзор при пуске и техническое обучение персонала – 1 человек на 30 дней
Установка обессоливания нефти в модульном исполнении
Дозирующая система в модульном исполнении на две (2) добавки
Погрузочная эстакада
Емкости для сырья
Емкости для продуктов
Защитная транспортная упаковка
Доставка в порт или до места строительства
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ МИНИ НПЗ
Мини НПЗ проектируются по индивидуальному заказу для удовлетворения специфических требований конкретного заказчика. Выход моторного топлива меняется в соответствии с конкретными характеристиками перерабатываемой сырой нефти. Обычно установки могут эксплуатироваться с минимальной производительностью, составляющей 70% от максимальной производительности.
ТИПОВЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ МИНИ НПЗ
Мини НПЗ поставляется из технологических модулей в полностью собранном виде со всем необходимым оборудованием, трубной обвязкой, электрооборудованием и оборудованием КИПиА, в том числе:
Теплообменники
Насосы
Колонна атмосферной перегонки нефти
Сепаратор лёгкого бензина
Колонна бокового погона – дизельной фракции
Аппараты охлаждения
Отдельно от модулей поставляется сырьевая печь для монтажа рядом с модулем мини НПЗ.
По желанию заказчика главная панель управления и электрическая панель управления располагаются в отдельном здании – операторной мини НПЗ. Панели поставляются с готовой внутренней проводкой, причем провода и кабели выполняются так, чтобы обеспечить их легкое соединение на месте.
Отдельно для монтажа мини НПЗ на месте поставляются следующие элементы:
Трубная обвязка между модулями мини НПЗ
Лестницы, платформы и изоляция атмосферной колонны и отпарных колонн мини НПЗ
Дополнительно комплектуемые элементы:
Система противопожарной защиты на модулях мини НПЗ
Все технологические схемы с трубопроводами и КИП, однолинейные схемы электрических соединений, типовые схемы нагрузок на фундаменты и инструкции по монтажу, необходимые для осуществления полной сборки (монтажа) мини НПЗ.
Руководства по эксплуатации
ПЕРЕЧЕНЬ ТИПОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ МИНИ НПЗ
Наименование оборудования
Колонна атмосферной перегонки нефти мини НПЗ
Колонна дизельной фракции мини НПЗ
Печь для нагрева сырья, подаваемого в колонну атмосферной перегонки нефти мини НПЗ
Теплообменники (сырье / продукт) мини НПЗ
Охладители нафты, диз. фракции, керосина мазута
Сырьевые насосы
Насосы орошения колонны атмосферной перегонки нефти
Насосы охлаждающей жидкости (либо воздушные охладители)
СПЕЦИАЛЬНЫЕ КОНСТРУКТИВНЫЕ ИСПОЛНЕНИЯ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ МИНИ НПЗ
Исполнение для работы с использованием водяного пара – Это исполнение предназначено для случаев, когда владелец предпочитает использовать водяной пар для эксплуатации установки. Может использоваться проект по специальному заказу для предоставления технологической системы, в которой требуется водяной пар для отпарки или для нагревания.
Исполнение для работы в холодном климате – Такое исполнение предназначается для установок, работающих в суровых зимних условиях. Специально разработанные установки могут эксплуатироваться в районах с температурой ниже -39°C. Для таких установок применяются специальные металлы, электрооборудование в арктическом исполнении, рециркуляционные аппараты воздушного охлаждения, обогрев электрическими теплоспутниками и системы промывки. Технологические модули выполняются закрытыми, с тепловой изоляцией, обеспечивается обогревом и вентиляцией. Выполненные съемными для работы в летнее время, стенки модуля при транспортировке на площадку обеспечивают дополнительную защиту установки.
Исполнение с дополнительным охлаждением продукта – Для охлаждения продукта перед его подачей на хранение используется аппарат водяного охлаждения. Если требуется дополнительное охлаждение в летнее время и в районах с жарким климатом, в схему после концевых холодильников с водяным охлаждением могут быть добавлены аппараты воздушного охлаждения, которые эксплуатируются в периоды максимально высоких температур.
Исполнение для использования дистиллята в качестве топлива в печи – Применяется там, где топливного газа нет в наличии. Сырьевая печь может быть модифицирована для обеспечения возможности сжигания в ней в качестве топлива мазута с УМТ.
Исполнение с применением конструкционных материалов, рассчитанных на сырье с высоким содержанием серы – Стандартная установка рассчитана на переработку сырой нефти с содержанием сернистых соединений от 1,5% масс. и выше. Если перерабатываемое сырье имеет более высокое содержание серы, печь, трубопроводы, колонна и некоторое другое оборудование изготавливается из легированных сталей.
Исполнение для сырой нефти с высоким содержанием солей – В том случае, если в сырой нефти содержится большое количество солей, в проекте технологической установки могут быть использованы аппарат электростатического обессоливания нефти и специальное материальное исполнение оборудования
ПРОЕКТИРОВАНИЕ МОДУЛЬНЫХ МИНИ НПЗ
Мини НПЗ (нефтеперерабатывающий завод) предназначен для производства высококачественного товарного топлива. Установка сооружается с обеспечением соответствия требованиям норм и правил ГОСТ и СНиП РФ. Мини НПЗ оснащается необходимым оборудованием КИПиА так, чтобы во время эксплуатации требовался минимальный контроль со стороны операторов. При проектирвоание модульное оборудование установлено на НПЗ таким образом, чтобы обеспечить легкий и удобный доступ к узлам и компонентам установки во время проведения тех. обслуживания. Мини НПЗ запроектирован с учетом обеспечения максимальной энергетической эффективности. Все вырабатываемые на установке продукты охлаждаются до температуры, требуемой при хранении.
МЕХАНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Все насосы и теплообменники типа «труба в трубе» устанавливаются на модульной конструкции.
Колонна атмосферной перегонки сырой нефти и колонна д/фракции поставляются смонтированными на модулях в соответствующем для их перевозки положении. На рабочей площадке заказчика будет необходимо развернуть колонну атмосферной перегонки сырой нефти и колонну дизельной фракции в их вертикальное положение.
Конструкционные материалы, используемые для изготовления установки, рассчитаны на переработку малосернистой нефти и изготавливаются в основном из углеродистой стали. Исключение составляют регулирующие клапаны, имеющие покрытие из легированной стали и трубы печи, изготавливаемые из сплава с 5% содержанием хрома. При изготовлении установок для переработки сырья с высоком содержанием серы, используются еще более высококачественные конструкционные материалы.
Оборудование может поставляться в зимнем или арктическом исполнении для регионов с холодным климатом и в тропическом исполнении для стран с жарким климатом.
ТРУБОПРОВОДЫ И ТРУБНАЯ ОБВЯЗКА
Проектирует, изготавливает и монтирует на модульном основании всю трубную обвязку между теплообменниками и насосами.
Все трубы, фитинги и клапаны выполняются из углеродистой стали или, при необходимости, легированных сплавов.
Все трубопроводы на модульной установке проходят гидравлические испытания до отгрузки установки.
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Для управления работой электродвигателей насосов и аппаратов охлаждения в составе технологического модуля поставляется щит электрических пускателей.
Система освещения установлена на технологическом модуле, колонне атмосферной перегонки нефти и на модуле ёмкости / аппарата охлаждения.
КИПиА
В комплекте оборудования поставляет все оборудование КИПиА, указанное на схемах трубопроводов с приборами.
Оборудование КИПиА поставляется пневматического или электрического типа по выбору заказчика.
В комплекте предоставляется также панель управления горелками сырьевой печи для обеспечения безопасной и эффективной эксплуатации печи.
ЗАЩИТНЫЕ ПОКРЫТИЯ
Все трубы и оборудование модуля покрываются грунтовкой и снабжаются слоем теплоизоляции в соответствии со схемами трубопроводов с обвязкой КИПиА.
Все трубы и оборудование в пределах модуля, не требующие установки теплоизоляционного слоя, покрываются грунтом и красятся.
МОНТАЖ
Мини завод по производству нефтепродуктов спроектирован таким образом, что обеспечивается возможность быстрого и простого монтажа. Мини НПЗ по производству моторного топлива обычно может быть полностью смонтирована и введена в эксплуатацию с производством соответствующего Техническим условиям моторного топлива в течение трёх недель после прибытия оборудования на подготовленную строительную площадку. Три модуля, в состав которых входит технологическое оборудование, колонна атмосферной перегонки сырой нефти и колонна дизельной фракции, спроектированы таким образом, чтобы они располагались рядом друг с другом и соединялись болтами. Все соединительные трубопроводы между модулями заводского изготовления и снабжены фланцами для удобства монтажа.
ПРОЕКТНО-КОНСТРУКТОРСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
Два (2) комплекта информации поставщиков комплектующих изделий, включая оригинальные чертежи, технические данные, перечни запасных частей и руководства по эксплуатации оборудования.
Два (2) комплекта документации (руководств) по эксплуатации установки. В этих руководствах подробно изложен порядок операций, осуществляемых при пуске и эксплуатации установки.
Два (2) комплекта чертежей технологической схемы установки, чертежей трубопроводов с обвязкой КИПиА, однолинейных схем электрических соединений, компоновочных чертежей, а также всех строительных чертежей, компоновки трубопроводов, механических, КИПиА, и электрических чертежей, необходимых при проведении технического обслуживания и эксплуатации установки.
Запасные части для мини НПЗ
Земельный участок, здания и фундаменты установки, включая подготовку строительной площадки;
Системы обеспечения энергоносителями, необходимые для эксплуатации мини НПЗ
Резервуары, ёмкости, бойлеры и другое оборудование, не включенное в описание стандартного НПЗ
Все трубные и кабельные перемычки между стандартной установкой и вышеупомянутым оборудованием
Оборудование пожаротушения
Очистные сооружения мини НПЗ, которыми необходимо дополнить мини НПЗ с целью удовлетворения требований федерального, республиканского или местного законодательства, а также иных норм или административных разрешений по защите окружающей среды
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ДРУГИХ ВИДОВ МИНИ НПЗ
Установки вакуумной перегонки
Установки гидроочистки и каталитического риформинга бензина
_____________________________________________________________
Переработка нефти
Цель переработки нефти (нефтепереработки) - производство нефтепродуктов, прежде всего различных видов топлива (автомобильного, авиационного, котельного и т. д.) и сырья для последующей химической переработки.
Первичные процессы
Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции. Сначала промысловая нефть проходит первичный технологический процесс очистки добытой нефти от нефтяного газа, воды и механических примесей - этот процесс называется первичной сепарацией нефти.
Подготовка нефти
Нефть поступает на НПЗ в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).
Атмосферная перегонка
Нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки - мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.
Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти
Газ
Бензиновые фракции
Керосин
Дизельное топливо
Мазут
Потери
Вакуумная дистилляция
Вакуумная дистилляция - процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.
Вторичные процессы
Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.
По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:
Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т.д.
Облагораживающие: риформинг, гидроочистка, изомеризация и т.д.
Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т.д.
Риформинг
Каталитический риформинг - каталитическая ароматизация нефтепродуктов (повышение содержания аренов в результате прохождения реакций образования ароматических углеводородов). Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С. В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и его октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения ароматических углеводородов.
Гидроочистка
Каталитический крекинг
Каталитический крекинг - процесс термокаталитической переработки нефтяных фракций с целью получения компонента высокооктанового бензина и непредельных жирных газов. Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных (пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.
Гидрокрекинг
Гидрокрекинг - процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем гидрокрекинга является тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода служит газ риформинга. Основными продуктами гидрокрекинга являются дизельное топливо и т. н. бензин гидрокрекинга (компонент автобензина).
Коксование
Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов.
Изомеризация
Процесс получения изоуглеводородов (изобутан, изопентан, изогексан, изогептан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изопрен из изопентана, МТБЭ и изобутилен из изобутана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.
Алкилирование
Алкилирование - введение алкила в молекулу органического соединения. Алкилирующими агентами обычно являются алкилгалогениды, алкены, эпоксисоединения, спирты, реже альдегиды, кетоны, эфиры, сульфиды, диазоалканы.
Основные понятия: мини завод нефтепродуктов, мини завод переработка гудрона, мини завод переработка мазута, мини завод переработка нефти, мини завод переработка сырой нефти, поект мини завода нефтепродуктов, привзяка завода бензина, привязка завода моторного топлива, проект завода моторного топлива, проект мини нпз, проект мини-нпз, проект привязки мини-нпз, проект реконструкции мини-нпз, проектирование заводов нефтепродуктов, проектирование мини заводов по производству моторного топлива, проектирование мини НПЗ, проектирование мини-НПЗ, производство бензина, производство мазута, рабочий проект мини НПЗ, установка завода моторного топлива, установка по производству моторного топлива
Мини-завод по переработке нефти является достаточно прибыльным делом. Своими руками организовать такое производство под силу не каждому. Но если приложить максимум усилий, все обязательно получится.
Что собой представляет данный бизнес?
Мини-НПЗ представляют собой небольшой завод, который перерабатывает в год не больше 1 млн. тонн сырья. Данное производство является достаточно привлекательным, поскольку при относительно небольших затратах (для этой отрасли) можно много заработать. В зависимости от типа оборудования и от необходимой мощности, нужно инвестировать от 3 до 30 млн долларов.
Процесс сбора и подготовки нефти
Мини-НПЗ небольших размеров — вполне легальный бизнес, который можно организовать самостоятельно или привлечь к этому партнеров. Для нужд завода можно легко организовать бесперебойные поставки нефти.
Преимущества бизнеса
Мини-НПЗ обладают следующими преимуществами:
- максимальная оптимизация процесса, что ведет к снижению текущих и капитальных расходов;
- небольшие габариты установок по переработке сырья облегчает их транспортировку и снижает стоимость монтажа;
- несложное обслуживание всех устройств;
- наличие возможности корректировки технологических параметров завода;
- для эффективного производства не нужна вода, пар или другие дополнительные ресурсы;
- существует возможность полной автоматизации всего процесса производства;
- полное соответствие нормативам пожарной безопасности и охраны труда.
Необходимое оборудование
Чтоб организовать завод по производству разного топлива, в первую очередь необходимо закупить дорогостоящее оборудование.
«Чеченский» вариант
Данное оборудование является самым дешевым на рынке, но оно также считается нелегальным. Его стоимость колеблется от 25 до 40 тысяч долларов. Качество полученного продукта очень низкое, что сочетается с недостаточной долговечностью таких устройств.
Данные установки представляют собой перегонный куб. Во время его эксплуатации очередную порцию сырья заливают внутрь оборудования, после чего нагревают при помощи открытого огня. Пары светлых фракций отводят по специальной длинной трубе. В это же время происходит охлаждение продуктов до оптимальной температуры. В процессе данной перегонки сначала получают бензин, потом дизтопливо. Остатками переработки сырья является мазут, который считается непригодным для дальнейшего использования. Его необходимо утилизировать любым доступным методом.
Установки непрерывного действия
Данное оборудование представляет собой второе поколение установок, которые работают по принципу фракционирования нефти. Оно способно переработать за год около 10-20 тысяч тонн сырья. Стоимость такого оборудования достаточно высокая – от 80 до 150 тысяч долларов. Чтоб удешевить его, применяют следующие приемы:
- данные приборы изготавливают из дешевой стали, срок службы которой составляет 1-2 года;
- применение водоохлаждающих холодильников;
- не используют детали, которые позволяют автоматически обслуживать НПЗ.
Данное оборудование представляет собой кубы, в которых несколько раз происходит испарение и конденсация нефтепродуктов. Они могут дополнительно оснащаться насосами, холодильными установками. Нагрев сырья происходит при помощи мазутной или дизельной горелки.
Чаще всего после покупки оборудования такого типа можно столкнуться с множеством проблем:
- отсутствие трубопроводов и арматуры;
- наличие некачественных труб – сварных шовных;
- в комплектацию установки включена водопроводная арматура, которая категорически запрещена для такого оборудования из-за своей небезопасности;
- это оборудование является полулегальным. Полностью узаконить его использование нереально;
- качество полученного бензина и дизельного топлива низкое. Оно не отвечает государственным стандартам.
Малотоннажное нефтеперегонное оборудование
Относится к третьему классу установок, которые можно использовать для обустройства завода по производству бензина и другого топлива. Их стоимость составляет от 400 тысяч до нескольких миллионов долларов. С помощью данного оборудования можно переработать до 150 тысяч тонн нефти за год.
Такие установки являются полностью легальными и имеют все необходимые сертификаты, которые подтверждают качество полученного после перегонки топлива. Это оборудование оснащено современными ректификационными колоннами. Оно разделяет сырье на разные фракции, каждая из которых обладает необходимыми рабочими характеристиками. Из-за того, что все конструктивные элементы таких устройств выполняются из легированных сталей, их срок службы составляет не меньше 10 лет.
Бизнес-план производства
Мини-НПЗ по производству разных типов топлива способен дать в результате:
- 15-25% бензина от общего объема сырья;
- 25-35% дизельного топлива;
- 35-55% мазута;
- углеводородного газа – 3%.
При переработке сырья также существуют потери. Они составляют не больше 2% при применении эффективного оборудования.
Завод по переработке нефти нужно разместить на подходящем участке, площадь которого составляет:
- 300 кв. м при мощности производства 20-30 тыс. т продукции в год;
- 600 кв. м при производительности 50-65 тыс. т в год;
- 1200 кв. м при мощности 100-120 тыс. т в год;
- 2400 кв. м при производительности 200-250 тыс. т в год.
Чтоб мини-завод для производства бензина смог функционировать, необходимо привлечь обслуживающий персонал – не больше 6 человек.
Чтоб сэкономить при организации НПЗ, можно использовать для транспортировки, хранения бензина и других горючих материалов подручные емкости – металлические бочки разного объема, грузовые автоцистерны и другие. Также рекомендуется купить утилизатор отходов мазута, который является более выгодным вариантом, чем организация специальных амбаров и хранилищ.
Завод по переработке нефти окупляется в среднем за 1-1,5 года в зависимости от использованного оборудования и объемов сбыта продукции.
Видео: Нефтеперерабатывающее оборудование
Готовый бизнес-план строительства нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) мощностью 5 млн. тонн в год разработан в августе 2018 г. специально для нефтеперерабатывающей отрасли по авторским методикам ЭКЦ «Инвест-Проект» с учетом международных рекомендаций UNIDO , поэтому может быть использован как для внутренних целей, так и для представления в российские и зарубежные банки, инвесторам, партнерам, органам власти.
Дата расчетов: 22.08.2018.
Валюта расчетов: рубль.
Период планирования: 12 лет по годам.
Методика планирования: международные рекомендации UNIDO, собственные методики.
Цель бизнес-плана: построение финансовой модели и расчет ключевых финансовых, экономических и маркетинговых параметров проекта строительства нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) для подтверждения его экономической эффективности и привлечения инвестиций.
Бизнес-план содержит укрупненные данные по проекту, отражает концепцию создания предприятия и является техническим заданием для дальнейшей разработки проектной и строительной документации, согласования с подрядчиками, инвестором, органами власти.
Производственная мощность предприятия: до 5 млн. тонн по сырью в год.
Структура выхода продукции
Потребность нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) в инвестициях
Для реализации проекта требуется инвестировать *** млрд. руб. из двух источников:
*** млрд. руб. за счет собственных средств владельца проекта (** % инвестиций),
*** млрд. руб. в виде банковского кредита по ставке 14,0 % годовых (** % инвестиций), возврат тела кредита - с **-го по **-й год включительно, уплата процентов - с момента получения транша.
Итого срок использования заемных средств - ** года.
По кредиту будет начислено процентов *** млн. руб.
Потребность нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) в земельных ресурсах
Размер площадки с учетом противопожарных разрывов под строительство НПЗ в целом с учетом товаросырьевого парка и объектов ОЗХ оценивается в *** га.
Сроки реализации проекта :
начало реализации: I кв. 2019 г.,
стадия проектирования и строительства НПЗ: ** года,
ввод в эксплуатацию и начало переработки сырья: ***,
выход на проектную мощность: ***.
Маркетинговый обзор отрасли
В 2017 году добыча нефти с газовым конденсатом в России снизилась на 0,1 % и составила 546,8 млн т. По состоянию на 01.01.2018, добычу нефти и газового конденсата (нефтяного сырья) на территории Российской Федерации осуществляли 288 организаций, имеющих лицензии на право пользования недрами.
В 2017 году Россия увеличила экспорт нефти на 1,1 %, до *** млн тонн. В 2017 году среднегодовая цена на российскую нефть на мировом рынке установилась на отметке 53,1 долл. / барр. По данным Росстат, среднегодовая цена производителей нефти на российском рынке в 2017 году составила *** тыс. руб./т.
По данным Росстата, *** млн. тонн нефти поступает на переработку - это ** % всей добытой нефти.
По данным Минэнерго РФ, всего на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) России за 2017 г. произведено основных видов нефтепродуктов:
- автомобильных бензинов — *** млн. т;
- дизельного топлива — *** млн. т;
- авиационного керосина — *** млн. т;
- мазута топочного — *** млн. т.
В 2017 г. глубина переработки нефти впервые достигла 81,0 %.
В России в 2017 году цены производителей на бензины автомобильные увеличились на 12 % (*** тыс. руб./т), на дизельное топливо — на 20 % (*** тыс. руб./т). Цены на мазут топочный и битумы нефтяные дорожные увеличились на 59 % и 68 %. Среднегодовая цена на мазут составила *** тыс. руб./т, битумы стоили *** тыс. руб./т.
Средняя розничная цена на бензин марки Аи-92 в 2017 году установилась на отметке *** руб./л., бензин марки Аи-95 стоил *** руб./л., дизельное топливо - *** руб. /л.
Составляющая налогов в конечной цене каждого проданного в стране литра автомобильного топлива составляет порядка 60 %.
Экспорт нефтепродуктов в 2017 г. составил 148 млн т.
Технико-экономические показатели нефтеперерабатывающего завода (НПЗ)
Цены на продукцию предприятия
Продукция | цена базовая, руб. / т | дисконт, % | опт. цена, руб. / т | выручка, руб. / год |
Диз.топливо | ||||
Битум дорожный | ||||
На выработку электроэнергии, потери | ||||
Итого: | *** млрд. руб. |
Таким образом, среднегодовая выручка предприятия составит *** млрд. руб .
Акцизы на нефтепродукты
* Согласно ст. 193 ч. 2 НК РФ с 03.08.2018.
Ключевые показатели проекта
Показатель | Значение |
Производственная мощность, т / год | |
Производственная мощность, т / мес | |
Выручка, руб. / мес | |
Выручка, руб. / год | |
Себестоимость производства, руб. / т | |
Средняя цена продаваемой продукции, руб. / т | |
Себестоимость переработки, % |
При выполнении производственных и экономических параметров бизнес-плана по проекту будут достигнуты следующие показатели эффективности.
Показатели эффективности проекта
Наименование показателя | Значение | Размерность |
Общие показатели проекта |
||
Суммарная выручка за период планирования | млрд. руб. |
|
Выбытия на текущую деятельность | млрд. руб. |
|
Сальдо от основной деятельности | млрд. руб. |
|
Чистая прибыль проекта | млрд. руб. |
|
Сумма инвестиционных вложений | млрд. руб. |
|
Имущество на балансе в конце горизонта планирования | млрд. руб. |
|
Рентабельность продаж в целом по проекту | ||
Рентабельность по чистой прибыли | ||
Чистая прибыль в месяц в конце прогнозного периода | млрд. руб. / мес. |
|
Продажи в конце прогнозного периода | млрд. руб. / мес. |
|
Показатели для кредитора / займодателя |
||
Сумма собственных средств | млн. руб. |
|
Сумма заемных средств | млрд. руб. |
|
Общий размер финансирования | *** | млрд. руб. |
Отношение собственного капитала к заемному (D/E) | ||
Ставка кредита (в номинальных ценах) | ||
Начисленная сумма процентов по кредитам | млн. руб. |
|
Длительность возврата тела кредита | месяцев |
|
Срок кредитования | интервал, лет |
|
Инвестиционные показатели проекта |
||
Ставка дисконтирования, годовая | ||
Ставка дисконтирования, месячная | ||
NPV проекта на момент его начала | млрд. руб. |
|
PI проекта | раз |
|
IRR проекта | ||
Срок окупаемости (недисконтированный) | интервал, лет |
|
Срок окупаемости (дисконтированный) | интервал, лет |
Чистый дисконтированный доход (Net Present Value, NPV ) проекта за прогнозный период составляет *** млрд. руб. при ставке дисконтирования 14,0 % в год (1,10% в месяц). При оценке значения NPV важно учитывать, что проект реализуется и за пределами горизонта планирования.
Индекс рентабельности проекта , или коэффициент возврата инвестиционных средств (Payback Investments, PI ) = ***. Это означает, что на каждый инвестированный рубль проект сгенерирует за прогнозный период *** руб. (с учетом дисконтирования).
Внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR ) - ***%. Данный показатель демонстрирует устойчивость проекта в отношении возможного роста ставок дисконтирования, СМР и рисков.
Готовый бизнес-план нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) 153 страницы, 44 таблицы, 34 графика, 14 диаграмм и 6 рисунков.
Купить готовый или заказать индивидуальный бизнес-план строительства нефтеперерабатывающего завода (НПЗ): +7 (495) 617.39.02.
Готовый бизнес-план может быть модифицирован под проект:
- по мощности (1, 2, 3 или 10 млн. тонн в год);
- по месту размещения завода (Брянская, Волгоградская, Самарская, Оренбургская, Иркутская обл., Красноярский, Краснодарский или Пермский края, Татарстан, Башкирия, ЯНАО, Казахстан, Киргизия);
- по структуре выхода продукции ;
- по стоимости закупки сырой нефти ;
- по источнику и условиям финансирования и т.д.
2. МАРКЕТИНГОВЫЙ ОБЗОР РЫНКА
2.1. Инфляция и ВВП России, 2003-2020 гг.
2.2. Анализ рынка нефти в РФ
2.2.1. Добыча нефти в РФ
2.2.2. Основные регионы нефтедобычи в РФ
2.2.3. Производственные мощности по добыче нефти
2.2.4. Нефтяные ресурсы РФ
2.2.5. Экспорт сырой нефти
2.2.6. Цены на нефть
2.3. Классификация нефтепродуктов
2.4. Рынок нефтепродуктов в РФ
2.4.1. Производство нефтепродуктов
2.4.2. Цены производителей на нефтепродукты
2.4.3. Розничные цены на нефтепродукты
2.4.4. Экспорт нефтепродуктов
2.5. Нефтеперерабатывающие заводы в РФ
2.6. ТОП-10 НПЗ РФ
2.7. Реестр НПЗ РФ
2.8. Модернизация НПЗ в РФ
2.9. Модернизация НПЗ «РОСНЕФТЬ»
2.9.1. АО «Куйбышевский НПЗ»
2.9.2. «РН-Туапсинский НПЗ»
2.9.3. «Ачинский НПЗ ВНК»
2.9.4. «РН-Комсомольский НПЗ»
2.9.5. «Саратовский НПЗ»
2.9.6. «Рязанская нефтеперерабатывающая компания»
2.10. НПЗ строящиеся и введенные в эксплуатацию после 2000-го года
2.10.1. АО «Танеко»
2.10.2. Антипинский НПЗ
2.10.3. Ильский нефтеперерабатывающий завод
2.10.4. Новошахтинский завод нефтепродуктов
2.10.5. Анжерская нефтегазовая компания
2.10.6. Волховский нефтеперерабатывающий завод
2.10.7. ООО «Енисей» (Усинский НПЗ)
2.10.8. ООО «ВПК-Ойл» (Коченевский НПЗ)
2.11. Структура нефтеперерабатывающего завода
3. ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ПЛАН
3.1. Производственные параметры проекта
3.2. План переработки нефти
3.3. План выручки
3.4. Параметры текущих затрат
3.5. Параметры прямых затрат на производство
4. ПЕРСОНАЛ ПРОЕКТА
4.1. Потребность в персонале и фонд оплаты труда
5. ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ПЛАН
5.1. Структура и объем необходимых инвестиций
5.2. Календарный план финансирования и реализации проекта
6. ОЦЕНКА РИСКОВ И ПУТЕЙ ИХ СОКРАЩЕНИЯ
6.1. Качественный анализ рисков
6.2. Точка безубыточности
6.3. Анализ чувствительности NPV
7. ФИНАНСОВЫЙ ПЛАН ПРОЕКТА
7.1. Основные предположения к расчетам
7.2. План движения денежных средств (cash flow)
7.3. План прибылей и убытков (ОПУ)
7.4. Акцизы на нефтепродукты
7.5. Налогообложение НПЗ
7.6. Прогноз доходов инвестора
7.7. Прогноз доходов владельца проекта
7.8. Финансовый анализ проекта
8. О РАЗРАБОТЧИКЕ БИЗНЕС-ПЛАНА
Итого 153 страницы, 44 таблицы, 34 графика, 14 диаграмм и 6 рисунков.
СПИСОК ТАБЛИЦ, ГРАФИКОВ, ДИАГРАММ
Список таблиц
Таблица 1. Структура выхода продукции.
Таблица 2. Цены на продукцию предприятия.
Таблица 3. Акцизы на нефтепродукты.
Таблица 4. Ключевые показатели проекта.
Таблица 5. Переработка сырья и выход продукции (т / год.).
Таблица 6. Структура инвестиций.
Таблица 7. Распределение налоговых отчислений по уровням бюджета.
Таблица 8. Показатели эффективности проекта.
Таблица 9. Крупнейшие компании по добыче нефти в РФ, 2017, млн. тонн.
Таблица 10. Основные показатели по нефтяным ресурсам РФ.
Таблица 11. Список нефтяных и конденсатных месторождений России.
Таблица 12. Экспорт сырой нефти в стоимостном и натуральном выражении, 2010-2017.
Таблица 13. Мировые цены на нефть и природный газ в 2010-2017 гг., долл./барр.
Таблица 14. Средние цены производителей на нефть по федеральным округам, 2013-2018, руб./т.
Таблица 15. Производство и переработка нефти в России в 2010-2017 гг.
Таблица 16. Производство основных нефтепродуктов в РФ, 2012-2017, тыс. тонн.
Таблица 17. Среднегодовые цены производителей на основные нефтепродукты, руб./тн.
Таблица 18. Средние цены производителей на продукты нефтепереработки в РФ, 2012-2017, руб. / т.
Таблица 19. Розничные цены на топливо, 2012-2018, руб. / л.
Таблица 20. Экспорт нефтепродуктов в стоимостном и натуральном выражении, 2010-2017 гг.
Таблица 21. ТОП-10 НПЗ РФ в 2017 году.
Таблица 22. Реестр проектируемых, строящихся и введенных в эксплуатацию нефтеперерабатывающих заводов в РФ по состоянию на 01.01.2017г.
Таблица 23. Программа модернизации НПЗ компании «НК Роснефть».
Таблица 24. Параметры проекта.
Таблица 25. План производства нефтепродуктов, 2019-2030, тн.
Таблица 26. План выручки по годам.
Таблица 27. Параметры текущих затрат.
Таблица 28. План текущих затрат по годам.
Таблица 29. Параметры прямых затрат.
Таблица 30. План прямых затрат по годам.
Таблица 31. Персонал НПЗ и ФОТ.
Таблица 32. Структура инвестиций.
Таблица 33. Календарный план финансирования и реализации проекта.
Таблица 35. Расчет точки безубыточности.
Таблица 36. Чувствительность NPV к изменениям ключевых параметров проекта.
Таблица 37. План движения денежных средств по годам.
Таблица 38. План прибылей и убытков по годам.
Таблица 39. Ставки акцизов на нефтепродукты.
Таблица 40. Налогообложение на период планирования по годам.
Таблица 41. План получения и возврата финансирования.
Таблица 42. Показатели эффективности инвестиций.
Таблица 43. Расчет NPV проекта.
Таблица 44. Финансовый анализ проекта (12-й год).
Список графиков
График 1. План производства продукции (т / год).
График 2. Динамика поступления выручки (руб. / год).
График 3. Динамика текущих затрат.
График 4. Динамика прямых затрат.
График 5. Динамика чистой прибыли.
График 6. Получение и погашение долга.
График 7. NPV проекта и недисконтированный денежный поток.
График 8. Динамика инфляции и ВВП России, 2003-2020 (прогноз), %.
График 9. Добыча нефти в РФ, млн. т.
График 10. Динамика экспорта сырой нефти в натуральном выражении, 2010 - 2016, т.
График 11. Динамика средних цен на сырую нефть в РФ, 2013-2018, руб./т.
График 12. Динамика первичной переработки нефти в РФ, 2010-2017, млн. т.
График 13. Глубина переработки нефтяного сырья в РФ, 2010-2016, %.
График 14. Изменение среднегодовых цен производителей на основные нефтепродукты, руб. / тн.
График 15. Динамика средних цен производителей на основные нефтепродукты, 2012-2017, рублей за тонну.
График 16. Динамика розничных цен на топливо в РФ, 2012 - 2018, руб. / л.
График 17. Динамика экспорта нефтепродуктов в натуральном выражении, 2010-2017, тн.
График 18. Динамика экспорта нефтепродуктов в стоимостном выражении, 2010-2017, млн. долл.
График 19. Капитальные затраты на модернизацию ведущих нефтеперерабатывающих компаний.
График 20. План ввода установок, влияющих на глубину переработки, 2014-2020.
График 21. Динамика производства продукции (т/год).
График 22. Динамика поступления выручки.
График 23. Динамика текущих затрат, руб.
График 24. Динамика прямых затрат, руб.
График 25. Расчет точки безубыточности.
График 26. Чувствительность NPV к изменениям ключевых параметров проекта.
График 27. Выручка, затраты, прибыль.
График 28. Динамика чистой прибыли.
График 29. Финансовые результаты.
График 30. Получение и погашение долга.
График 31. Обслуживание долга.
График 32. Чувствительность NPV к ставке дисконтирования.
График 33. NPV проекта и недисконтированный денежный поток.
График 34. Выплаты инвестору нарастающим итогом.
Список диаграмм
Диаграмма 1. Структура выручки.
Диаграмма 2. Распределение объема добычи сырой нефти между нефтедобывающими компаниями России, 2017,%.
Диаграмма 3. Распределение добычи нефти по федеральным округам, 2017, %.
Диаграмма 4. Структура производства основных нефтепродуктов в РФ, 2017, %.
Диаграмма 5. Динамика численности автотранспортных средств в РФ, 2010-2017, ед.
Диаграмма 6. Структура выхода нефтепродуктов по количеству производителей.
Диаграмма 7. Структура выхода продукции (тн).
Диаграмма 8. Объемы выхода продукции (т/год).
Диаграмма 9. Структура выручки НПЗ, руб.
Диаграмма 10. Структура текущих затрат.
Диаграмма 11. Структура прямых затрат.
Диаграмма 12. Структура первоначальных инвестиций.
Диаграмма 13. Структура налоговых отчислений.
Диаграмма 14. Структура затрат в 12-м году реализации проекта.
Список рисунков
Рисунок 1. Блок-схема НПЗ.
Рисунок 2. Запасы нефти в России.
Рисунок 3. Развитие нефтяной отрасли в 2017 году.
Рисунок 4. Сырая нефть и продукты ее переработки.
Рисунок 5. Карта российской нефтепереработки.
Рисунок 6. Блок-схема комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов АО «ТАНЕКО».
Итого 153 страницы, 44 таблицы, 34 графика, 14 диаграмм и 6 рисунков.
