Эпоха легкой нефти подходит к концу, и в последнее время в мире все больше обращают внимание на запасы так называемых некондиционных углеводородов, в том числе тяжелой вязкой сернистой нефти и битуминозных пород. Нефтяные компании и профильные институты богатых тяжелой нефтью стран работают над созданием инновационных технологий, способных удешевить переработку тяжелых углеводородов и сделать ее более экологичной. Идеи, как это сделать, есть и у российских ученых, однако коммерциализировать их так и не удалось.
Страна тяжелых запасов
Россия считается третьей после Канады и Венесуэлы страной по объемам тяжелых углеводородных ресурсов. По оценкам компании Schlumberger, запасы тяжелой нефти в РФ составляют 13,4 млрд тонн, а природных битумов — 33,4 млрд тонн. По оценке Института неорганической химии РАН, российские запасы тяжелой высоковязкой нефти оцениваются в 6,3 млрд тонн, при этом 71,4% от общего объема залежей "трудных" углеводородов находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных бассейнах. При этом Волго-Уральская битумонефтегазоносная провинция — безусловный лидер в рейтинге "тяжеловесов": в недрах этого региона содержится 60,4% от общероссийских запасов тяжелых и 70,8% — вязких нефтей. Месторождения тяжелой нефти скрыты в недрах Татарии, Удмуртии, Башкирии, Самарской и Пермской областей. По оценке аналитика ИФК "Солид" Дениса Борисова, сейчас операционные затраты по добыче нефти в Западной Сибири находятся на уровне $4 за баррель, средний уровень для мировых мейджоров колеблется в районе $6-6,5 за баррель. При этом операционные затраты на добычу битуминозной нефти составляют в мире примерно $20-25 за баррель, в такую же сумму оцениваются затраты на разработку битумов в Татарии.
Несмотря на растущую популярность среди добывающих компаний тяжелой нефти, самый оптимальный способ ее использования — это переработка в нефтепродукты вблизи места добычи, поскольку закачка тяжелых углеводородов в трубопровод портит общее качество нефти, которая по нему транспортируется. Именно благодаря попадающей в экспортную трубу тяжелой нефти Татарии российский экспортный микс Urals торгуется с дисконтом по сравнению с биржевым эталоном Brent. Россия весьма богата запасами тяжелой нефти, но при этом не имеет достаточных мощностей для ее переработки.
До последнего времени российские нефтяные компании не использовали на своих НПЗ современных технологий работы с тяжелой и сверхтяжелой нефтью. По данным Института проблем нефти и газа РАН, большинство российских нефтеперерабатывающих заводов строилось еще в конце XIX — начале ХХ веков под переработку легких или смешанных сортов нефти и использует ректификационные процессы. То есть поступающая на НПЗ нефть посредством атмосферной перегонки разделяется в ректификационных колоннах на различные фракции — прямогонный бензин, керосин, дизтопливо, газойль и тяжелые остатки: мазут и битум. Денис Борисов также говорит, что на сегодня на российских заводах нет технологий переработки тяжелой нефти, они рассчитаны на смешение с легкой нефтью или легкими дистиллятами. Аналитик отмечает, что одна из самых "продвинутых" технологий работы с тяжелой нефтью сейчас используется на Уфимских нефтеперерабатывающих заводах, которые были введены в строй еще в 50-х годах прошлого века, однако эти заводы не могут полностью перерабатывать тяжелую нефть. "Если отправлять на Уфимские НПЗ высокосернистые нефти, не смешивая их ни с чем, выход мазута будет огромным, а тяжелые фракции стоят дешевле, чем сама нефть".
Тяжелая в обработке
Руководитель разработанной ФГУП РНЦ НИИАР технологии переработки тяжелой нефти ТИРУС Владимир Золотухин отмечает, что "основная масса российских НПЗ не имеет в своем составе нужного оборудования и глубина переработки нефти на этих заводах невелика — в среднем 50-60%, тогда как средняя глубина переработки передовых НПЗ за рубежом составляет 80-90% (при работе на легкой и средней нефти). "Переработка тяжелой вязкой сернистой нефти весьма затруднительна, энергоемка и, как следствие, низкорентабельна или убыточна,— отмечает ученый.— Сейчас наиболее широко распространены каталитические процессы углубленной переработки, однако даже они не могут предложить достаточно привлекательный технико-экономический баланс для многих нефтепереработчиков при переработке самых тяжелых видов сырья. Для обеспечения приемлемой глубины переработки такой нефти с помощью известных технологий термического и каталитического крекинга требуются большие капиталовложения, высокие процентные нормы эксплуатационных затрат и оборотных средств". Руководитель проекта инжиниринговой компании "ВНИПИнефть" Александр Кирьянов обращает внимание на то, что, по существу, технологий переработки тяжелой нефти как таковых не существует — есть технологии переработки тяжелых нефтяных остатков, которые выделяются и при разделении более легких нефтей. Просто переработка тяжелой сернистой нефти при существующих технологиях требует больших затрат на тонну нефти. Светлые продукты появляются путем конверсии тяжелых остатков, а это дорогостоящий процесс. После того как благодаря процессам атмосферной дистилляции произошло разделение фракций, далее начинаются термокаталитические процессы, которые улучшают качество фракций, например очистка и облагораживание вакуумного газойля. После того как вакуумный газойль забирают, продолжается дальнейшая переработка остатков, в результате которой остаются гудрон и битум. Гудрон тоже подвергается переработке при помощи висбрекинга, после чего вязкость вещества снижается и его можно, как и мазут, использовать в качестве топлива. Гудрон в битум можно перерабатывать посредством окисления или коксования.
При этом Александр Кирьянов отмечает, что крекирующие нефтяные остатки термодеструктивные процессы и дальнейшая дистилляция полученной продукции значительно увеличивает себестоимость переработки нефти. Чтобы понять, имеет ли смысл это делать, нужно считать затраты на приобретение и монтаж установок, переработку, потребление энергоресурсов (все эти процессы очень энергоемкие), зарплату дополнительным обслуживающим процессы сотрудникам. Кроме того, не стоит забывать и о том, что тяжелая нефть более высокосернистая и в процессе переработки быстрее изнашивает оборудование. Следовательно, повышаются требования к его устойчивости к агрессивной среде, в частности необходимость легирования металлами. Владимир Золотухин дополняет, что с помощью каталитических технологий сложно решить задачу стопроцентной глубины переработки, потому что тяжелые нефтяные остатки будут очень быстро приводить к коксованию активной поверхности любого катализатора.
Чужой опыт
Переработка тяжелой нефти методом каталитического крекинга применяется на НПЗ в богатых тяжелой нефтью регионах — Канаде, Венесуэле, предполагается строительство комплексов в Саудовской Аравии. "Практически все прогнозы свидетельствуют об увеличении показателя отношения количества тяжелой нефти к легкой, импортируемой в США, с нынешних 1:1,45,— говорит Денис Борисов.— При этом за последнее десятилетие удельный вес тяжелых (плотность 20-25? по API) и (плотность 20? и ниже по API) в общем балансе импорта США увеличился с 18,4% и 4,5% до 24,3% и 8,3% соответственно. Как следствие, целый ряд американских нефтеперерабатывающих заводов уже приступил к строительству новых и модернизации действующих установок, позволяющих использовать в качестве сырья тяжелую нефть".
Единственной российской компанией, которая решилась инвестировать в строительство завода с использованием технологий переработки тяжелой нефти, стала "Татнефть", которая в прошлом году приступила к начальному этапу строительства Нижнекамского комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. Тендер по выбору подрядчика на оказание предварительных услуг по руководству комплексом выиграла американская инжиниринговая корпорация Fluor Daniel Overseas Inc., которая реализует проект по строительству первого завода комплекса совместно с российской инжиниринговой компанией "ВНИПИнефть". Отечественная компания разрабатывала стадию-проект для Нижнекамского комплекса. По словам руководителя проекта "ВНИПИнефть" Александра Кирьянова, мастер-план строительства завода предусматривал проведение тендера среди шести различных вариантов конфигураций комплекса, был выбран определенный вариант, предусматривающий глубину переработки, близкую к 100% — остатков мазута при такой технологии не предусматривается вообще. Процесс коксования замкнут на газификацию, а синтез-газ идет на турбины, которые вырабатывают электроэнергию.
При строительстве первого завода использовалось 23 лицензионные технологические разработки, среди которых есть и российские технологии, разработанные "ВНИПИнефтью" и башкирским институтом "Нефтехимпроект". Технологии переработки битумов при строительстве завода не задействованы, поскольку инициаторы проекта предполагают внедрять их при строительстве следующего предприятия Нижнекамского комплекса. Также возможно, что такие технологии будет применять ЛУКОЙЛ, если компания совместно со своим партнером по проекту ConocoPhillips все-таки решится модернизировать один из своих НПЗ для переработки сверхвязкой нефти Ярегского месторождения, расположенного в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
Экспорт технологий
Скорее всего, большая часть технологий, которые будут использованы российскими нефтяными компаниями, окажется разработанной за рубежом. В то же время российские институты, разработавшие различные новшества для переработки тяжелых углеводородов, пока не могут найти инвесторов для строительства промышленных установок. Различные технологии по переработке тяжелой нефти разработаны в Институте неорганической химии СО РАН, Институте нефтеперерабатывающей промышленности и, как ни странно это выглядит на первый взгляд, ФГУП ГНЦ НИИАР, который расшифровывается как Институт атомных реакторов.
Руководитель технологии переработки тяжелой нефти НИИАР Владимир Золотухин рассказывает, что опыт работы с тяжелыми углеводородами у института появился из-за того, что у НИИАР был реактор с органическим теплоносителем: "Сущность каталитического крекинга заключается в том, что разрыв связей происходит в присутствии катализатора, также при высокой температуре. Каталитический крекинг применяется в мировой практике достаточно широко, главный недостаток — очень высокая стоимость процесса (оборудования, катализаторов и т. д.), и для установок малой и средней мощности они себя не оправдывают. Сущность обычного термического крекинга заключается в том, что под воздействием температуры колебательные уровни молекул возбуждаются и при достижении критической энергии происходит разрыв связей и образование из одной с большей вероятностью тяжелой молекулы двух более легких и так далее. Это процесс вероятностный, и ощутимый промышленный крекинг начинается при температурах примерно 500°С и более. Главный недостаток процесса — плохая управляемость (процесс лавинообразный) и малый пробег оборудования вследствие его коксования". Технология ТИРУС основывается на совместном термомеханическом воздействии на сырье с использованием законов гидродинамики и тепломассообмена для организации инициированного крекинга в условиях кавитации и ультразвуковых колебаний. В аппаратах ТИРУС нет движущихся частей, что увеличивает ресурс оборудования, а температура не превышает 400°С. После обработки сырья в аппарате ТИРУС выход наиболее ценных светлых (бензиновых и дизельных) продуктов увеличивается в 2-15 раз в зависимости от состава сырья (тяжелая нефть, мазут и т. д.). В предлагаемой технологии катализаторы и реагенты не используются, поэтому стоимость процесса и оборудования примерно в десять раз меньше, чем при использовании известных углубляющих процессов, например каталитического и гидрокрекинга, при сопоставимых результатах.
Технологией НИИАР интересовались многие нефтяные компании, но все хотели готовых подтвержденных результатов, а риски испытаний новой технологии брать на себя не хотели. В этом году установку по технологии НИИАР решил построить на Астраханском ГПЗ "Газпром", однако пока монополия не начала активной деятельности по этому проекту.