Фантастические 97%: закат эры мазута

Пятилетки за два года

История Антипинского НПЗ началась в июле 2004 года, когда на территории Тюменской области — одного из крупнейших нефтедобывающих субъектов РФ — развернулось строительство первой технологической очереди проектной мощностью 400 тысяч тонн в год.

В ноябре 2006 года она была введена в эксплуатацию, и первые объемы нефтепродуктов, произведенных на новом предприятии, поступили потребителям. Единственный в России независимый от ВИНКов НПЗ начал свою производственную деятельность, и одновременно — процесс масштабного развития.

Процессы возведения новых промышленных объектов и технического перевооружения существующих производственных мощностей шли параллельно — фактически, каждые два года завод выходил на следующий этап своего развития: в 2008 году в ходе технического перевооружения мощность первой технологической очереди возросла до 740 тысяч тонн, в 2010 году состоялся запуск второй технологической очереди, а к 2012 году ее мощность превысила отметку в 3,3 миллиона тонн в год — таким образом, суммарная мощность переработки завода превысила четыре миллиона тонн в год.

Заход на третий виток

Современный этап развития Антипинского НПЗ связан с реализацией планов по возвеению его третьей технологической очереди.

В ходе этого масштабного процесса в январе 2014 года была введена в эксплуатацию третья установка по переработке нефти (мощностью 3,7 миллиона тонн, а после проведенной модернизации — пять миллионов тонн в год), в результате чего суммарная мощность переработки завода превысила девять миллионов тонн в год. Кроме того, были построены самые современные пятиступенчатые очистные сооружения промышленных и бытовых стоков, стоимость строительства которых превысила 100 млн долларов США. Еще более значимым достижением стал запуск комплекса гидроочистки дизельного топлива мощностью три миллиона тонн в год, что позволило начать выпуск дизельного топлива, соответствующего высшему стандарту качества «Евро-5». Кроме того, Антипинский НПЗ был подключен к магистральному нефтепродуктопроводу мощностью 1,8 млн тонн в год с планом увеличения до трех миллионов тонн в год, в который сдается производимое на Антипинском НПЗ дизельное топливо европейского стандарта качества.

Значимым успехом стал ввод в эксплуатацию производственного цеха СУГ, мощностью 50 тысяч тонн в год, предназначенного для отгрузки товарного автомобильного сжиженного газа марок ПА и ПБА.

Большой шаг для АНПЗ, гигантский шаг для отрасли

Юбилейный 2016 год запомнится как один из самых важных для предприятия и войдет не только в историю Антипинского НПЗ, но и в историю всей российской нефтегазовой отрасли как год фантастического рекорда — год, когда глубина переработки нефти на отечественном независимом от ВИНКов НПЗ впервые достигает 97%.

Это технологическое чудо становится реальностью благодаря запуску на Антипинском НПЗ уникального производственного комплекса — установки глубокой переработки мазута (УГПМ) производительностью 3,3 миллиона тонн в год (с выходом в результате на 3,8 миллиона тонн в год).

Проектирование УГПМ началось еще в сентябре 2011 года: к 2012 году американская компания Foster Wheeler — один из мировых лидеров в сфере проектирования и строительства объектов нефтяной промышленности — разработала базовый проект комплекса, состоящего из двух отдельных секций — установки вакуумной переработки мазута и установки замедленного коксования гудрона (УЗК).

Разработкой рабочей документации проекта занималось ЗАО «Нефтехимпроект» — еще один опытный игрок на рынке про-ектирования промышленных объектов, а в качестве генерального подрядчика выступило ООО «Юникс», реализовавшее до этого ряд крупных проектов. При строительстве УГПМ было использовано оборудование как зарубежных производителей (в их числе — южнокорейская фирма Gould Pumps, немецкие концерны KSB, Zimmermann&Jansen, RuhrPumpen, Koerting Honnover AG, итальянские Foster Wheеler Italiana, Koch-Glitsch, GARO, Brembana&Rolle, Heurtey Petrochem, Carpenteria Corsi S.r.l., испанские Duro Felguera, Taim Weser и другие компании из Канады, Японии и т. д.), так и отечественных («Уралтехнострой-Туймазыхиммаш», «Глазовский завод «Химмаш», «Компания Тапфло», «Тамбовский завод «Комсомолец», «Гидрогаз» и т. д.).

В целом проект можно назвать типовым, за исключением того факта, что в установке УЗК, используемой на АО «АНПЗ», всего две коксовые камеры, тогда как классический вариант предполагает наличие четырех. Дело в том, что выбор проектного решения УГПМ во многом был предопределен исходя из планируемого объема нефтепереработки, на тот момент — восьми миллионов тонн.

Согласно проекту, обе структурные части УГПМ максимально отделены друг от друга в основных коммуникациях и тепловом балансе. Такое решение позволило провести пусконаладочные работы на вакуумной секции и осуществить ее тестовую эксплуатацию уже в марте 2016 года — параллельно с завершением строительства секции замедленного коксования. Пусконаладочные работы на УЗК начались 1 июня, а 25–26 числа того же месяца на ней уже был получен первый кокс — продукт попутный для завода, но чрезвычайно востребованный в металлургии. Пусконаладку совместно с сотрудниками АО «Антипинский НПЗ» осуществляли специалисты ООО «Техинновации».

Технологический процесс, происходящий на УГПМ, выглядит следующим образом: мазут с установок первичной переработки поступает в секцию вакуумной перегонки мазута, где в ходе перегонки преобразуется в вакуумную дизельную фракцию, средний и тяжелый газойли и гудрон; последний поступает на секцию УЗК, где происходит процесс его термического крекинга и образование кокса и легких фракций (из которых в финале получается СУГ, бензин, легкий и тяжелый газойли коксования).

В опоре на человеческий капитал

Важным элементом подготовки УГПМ к вводу в эксплуатацию стала тщательная и кропотливая работа с кадрами.

Специально для эксплуатации установки на АО «АНПЗ» был создан отдельный технологический цех с оперативным персоналом в количестве 60 человек. Все операторы перед допуском к работам на УГПМ прошли базовое обучение, которое осуществляли представители разработчика базового проекта и компании — поставщика компрессоров.

Впрочем, обучение продолжается и сейчас — на практике. По словам главного инженера АО «Антипинский НПЗ» Сергея Мурзина, коллективу предстоит не просто запустить установку, но и «почувствовать, как она работает, понять ее возможности».

Сохранить и объемы, и качество продукции

Выход УГПМ на проектную мощность позволит Антипинскому НПЗ полностью отказаться от выпуска мазута и достичь 97%-й глубины переработки сырья, сохранив производственные показатели на отметке более 8 миллионов тонн в год.

Решение этой задачи стало возможным после определения оптимального режима работы секции замедленного коксования гудрона. Ее основными целевыми продуктами являются легкий газойль коксования и нафта коксования, которые направляются в качестве сырья на установку гидроочистки дизельного топлива, образуя таким образом добавленную стоимость. Выход кокса составляет примерно 30% от сырья (гудрона). Все остальное — это целевые светлые нефтепродукты. Еще один целевой продукт — сжиженный углеводородный газ коксования, который с пуском гидроочистки нафты и СУГа в составе комплекса бензинов пройдет очистку и будет товарным продуктом — СПБТ для автомобилей.

Несмотря на то, что УГПМ находится на стадии завершения пусконаладочных работ и подготовки к полноценной эксплуатации, коллектив Антипинского НПЗ — верный корпоративному принципу непрерывного параллельного развития и совершенствования — уже приступил к осуществлению проекта по ее модернизации для увеличения производительности УЗК. Проект полностью готов, оборудование для его реализации также закуплено. Планируется, что модернизация завершится к концу текущего года и позволит нарастить объем переработки мазута до 4,2 миллиона тонн в год, что позволит удерживать глубину более 97% и при 9 миллионах тонн нефти в год.

Следует отметить, что только стоимость установки глубокой переработки мазута, состоящей из установки замедленного коксования гудрона и установки вакуумной переработки мазута, которые работают совместно с комплексом гидроочистки в составе установок гидроочистки дизельного топлива, производства водорода и элементарной серы, включая установку депарафинизации дизельного топлива для производства зимних сортов, составила 1,5 миллиарда долларов США.