Елена Шеина: газовый конденсат нужно более широко использовать для производства моторных топлив. Характеристика придонных и резервуарных нефтешламов

В Москве 19 мая состоялась Третья международная конференция «Газовый конденсат 2015», организованная компанией CREON Energy.

Рынок газового конденсата по-прежнему остается закрытым, информации по нему мало, и конференция CREON Energy является по сути уникальной площадкой, где участники отрасли могут встретиться и обсудить актуальные вопросы. А таких с каждым годом становится все больше. Как отметил генеральный директор CREON Energy Санджар Тургунов, сейчас игроки рынка настороженно ждут первых последствий налогового маневра. Будут ли они, и если да, то какие - одна из ключевых тем мероприятия. Не решены и многие проблемы, озвученные на прошлогодней конференции - прежде всего, по транспортировке. Сохраняется дефицит трубопроводов и инфраструктуры в целом, что делает малоэффективной разработку новых удаленных месторождений. Новые рынки сбыта, финансирование проектов - эти темы г-н Тургунов также предложить обсудить в рамках конференции.

По итогам 2014 г. добыча газового конденсата (ГК) в России составила 26.2 млн т, это на 5.2% больше показателя прошлого года. Такие данные сообщила Ольга Вронская, главный специалист отдела мониторинга нефтяной и газовой промышленности «ЦДУ ТЭК». Из этого объема на шельфе добыто 2.38 млн т, показатель остался примерно на уровне 2013 г. Лидерами добычи на российском шельфе остаются Sakhalin Energy и Exxon, при этом за прошедший год к компаниям, работающим на шельфе, присоединилась крымская «Черноморнефтегаз», объем ее добычи за 2014 г. - 61.4 тыс. т.

По итогам 1 квартала 2015 г. добыча газового конденсата зафиксирована на уровне 7.86 млн т, это на 18.6% выше показателя аналогичного периода прошлого года. Рост произошел за счет материковых месторождений, добыча ГК на шельфе упала на 3%.

Прогноз добычи по действующим месторождениям на среднесрочную перспективу предполагает извлечение 31 млн т газового конденсата.

Первое место по объемам добычи прочно удерживает «Газпром» (14.5 млн т за 2014 г.), за ним следуют «Новатэк» (3.28 млн т) и операторы СРП (2.23 млн т). Территориально максимум добычи приходится на Уральский ФО (в 2014 г. - около 70% от общего объема), там же расположены основные производственные мощности по стабилизации газового конденсата.

Г-жа Вронская отметила существенное снижение экспорта ГК в 2014 г. - внешним потребителям было отправлено всего 1.3 млн т против 3.17 млн т годом ранее. Связано это, прежде всего, с переориентацией отгрузок через порт Витино на комплекс в Усть-Луге.

Обзор мирового и российского рынков газового конденсата представил заместитель генерального директора CREON Energy Филипп Никонов. По его словам, добыча ГК в России стабильно растет на протяжении последних шести лет, средний темп прироста - 8% в год. Значительная часть конденсата (83%) добывается тремя компаниями - «Газпром» (58%), «Новатэк» (19%) и «Роснефть» (6%), оставшаяся приходится на операторов СРП (Сахалин) и крупнейшие ВИНКи. При этом «Газпром» планирует увеличить добычу газового конденсата с нынешних 15 млн т до 17 млн т к 2017 г.

В региональном разрезе мировыми лидерами по производству ГК являются Северная и Южная Америка (47%), далее следуют страны Ближнего Востока (31%) и Европа (11%). Что касается конкретных стран, по объему производства с большим отрывом лидируют США (почти 146 млн т в 2014 г., 31% мирового выпуска), второе место занимает Саудовская Аравия (91 млн т), далее Канада (32.4 млн т), Россия с показателем 26.2 млн т находится на четвертой строчке.

Структура потребления выглядит иначе. Страны АТР при низком объеме производства являются одними из крупнейших потребителей конденсата (около 30 млн т). В частности, на Индию приходится 18% от этого объема, на Южную Корею - 33%, на Японию - 34%. В Южной Корее потребление ГК в 2014 г. выросло на 10% за счет спроса со стороны нефтеперерабатывающих и химических предприятий. Аналогичная ситуация была в Индии (+8%) и Японии (+19%).

По мнению докладчика, объем экспорта газового конденсата из России на данный момент минимален и не оказывает значительного влияния на мировой рынок. Однако в случае реализации проектов на Дальнем Востоке и Сахалине российский ГК будет иметь значительное конкурентное преимущество из-за близости к крупнейшим рынкам АТР.

Налоговый маневр в нефтяной отрасли, запущенный в 2015 г., не мог не затронуть смежные отрасли. По словам заместителя директора по маркетингу компании «Импэкснефтехим» Леонида Кручинина, теоретически возможными последствиями маневра для рынка газового конденсата могли стать: уменьшение объема добычи ГК некоторыми компаниями, для которых рост НДПИ мог быть не скомпенсирован снижением пошлин, что могло привести к снижению рентабельности месторождений; увеличение переработки СГК на НПЗ в результате роста эффективности переработки в сравнении с неглубокой переработкой нефти, предполагающей экспорт мазута; сокращение поставок в «серые» сегменты рынка в результате снижения их экономической привлекательности.

Ставить вопрос о достоверной оценке влияния налогового маневра на рынок СГК, по мнению эксперта, преждевременно, и не только потому, что прошло всего четыре месяца, но и потому, что в этот период на рынок оказывало значительное влияние множество иных факторов (цены на нефть, курсы валют, падение спроса, сезонность и т.п.).

Анализируя изменения потоков, на сегодня можно выделить только два ярко выраженных прецедента влияния налогового маневра, а именно - увеличение объемов переработки СГК на «Газпром нефтехим Салават» и Омском НПЗ («Газпром нефтехим Салават» за четыре месяца на 216 тыс. т (45%) увеличил объем переработки СГК, поставляемого ж/д транспортом, «Газпромнефть-ОНПЗ» - на 254 тыс. т (в 3.8 раза). Это пока единственные крупные проекты замещения переработки нефти газовым конденсатом на НПЗ, и реализованы они теми компаниями, которые обладают собственным ресурсом СГК. Потенциал по замещению нефти СГК (даже с учетом существующих на сегодня инфраструктурных ограничений на НПЗ) пока не исчерпан.

В целом можно сказать, что крупные производители СГК не поменяли свою маркетинговую стратегию по размещению его на рынке, и ставить вопрос об изменении соотношения привлекательности экспорта и собственной переработки СГК на НПЗ рано. Подобные решения если и будут приниматься, то только по итогам года.

Отмеченное по итогам четырех месяцев снижение объема поставок СГК на 10-15% в «серые» сегменты рынка может быть следствием как маневра, так и падения спроса на бензины, вызванного кризисными явлениями в экономике, и делать окончательный вывод пока преждевременно.

Доклад вызвал оживленную дискуссию среди участников конференции, интересное замечание представила «Газпром нефть». По словам руководителя направления перспективных технологий нефтехимической продукции Сергея Донскова, все налоговые вычеты по акцизам для нефтехимических компаний, предложенные Правительством РФ, номинированы в рублях. При этом ключевые коэффициенты НДПИ и экспортных пошлин привязаны к стоимости барреля и курсу доллара. Участники дискуссии выразили интерес к тому, как Правительство будет решать этот вопрос.

Ежегодная добыча группой «Газпром» нестабильного газового конденсата составляет 13-15 млн т, после стабилизации компания получает 9-10 млн т СГК. Такие данные сообщил начальник отдела экспорта нефти «Газпром экспорт» Дмитрий Виробьян. Все газовые конденсаты «Газпрома» преимущественно легкие, но разнятся по своим характеристикам. Так, астраханский ГК содержит большое количество меркаптановой серы, тем не менее, он востребован у крупных зарубежных переработчиков. В 2014 г. одну партию астраханского конденсата удалось отгрузить на экспорт через Украину (порт Ильичевск), однако в нынешнем году подобная схема невозможна. Успешно поставляется на внешние рынки и сосногорский ГК, хотя высокое содержание парафинов требует применения специальных присадок.

Г-н Виробьян отметил, что основной рынок сбыта газового конденсата «Газпрома» - внутренний, т.е. структуры самой монополии. Тем не менее, экспорт тоже является важным стратегическим направлением. По словам докладчика, в 2015 г. объем отгрузок на внешние рынки может составить 700-800 тыс. т. Основные производители СГК для экспортных целей - Сургутский ЗСК, КС «Портовая», Сосногорский ГПЗ и проект «Сахалин-3». Последний запущен в эксплуатацию в 2014 г.: в октябре группа «Газпром» начала поставки СГК с Киринского ГКМ. Проект на 100% принадлежит монополии, иностранных участников нет и не планируется. Оператором проекта выступает «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск». Поставки осуществляются по трубопроводам «Газпрома» и «Сахалин Энерджи». После смешивания СГК с нефтью сорта Sakhalin Blend смесь через порт Пригородное танкерами отправляется на экспорт (основные потребители - страны АТР). С момента запуска проекта отгружено 55 тыс. т. По словам докладчика, пик выработки ожидается с 2019-2020 гг. и составит 800 тыс. т с постепенным дальнейшим понижением. Особенностью проекта является освобождение месторождения от начисления таможенной пошлины.

Отраслевой эксперт Андрей Ващенко рассказал о перевозках газового конденсата по железной дороге. За период 2010-2014 гг. «Газпромтранс» увеличил объемы перевозок для «Газпрома» с 3.9 млн т/год до 4.35 млн т/год. За 1 квартал 2015 г. перевезено 1.1 млн т. Группа «Трансойл» в 2014 г., несмотря на ухудшение условий ведения бизнеса, увеличила объем перевозок нефти и нефтепродуктов на 6%. Среди отдельных грузов наибольшие темпы прироста показали перевозки газового конденсата, объем которых вырос на треть - до 5 млн т. Основную часть объема ГК в структуре перевозок группы обеспечил Пуровский ЗПК компании «Новатэк».

Г-н Ващенко особо подчеркнул, что на данный момент парк цистерн для перевозки ГК избыточен. Разговоры о дефиците подвижного состава (и, как следствие, повышении тарифов) появились в прошлом году после объявления ПГК о своем намерении списать 10 тыс. единиц. Однако на данный момент в Правительстве РФ обсуждается возможность изменить условия перерегистрации парка и, соответственно, сделать возможным дальнейший ремонт и модернизацию. Кроме того, отметил эксперт, компания «ОВК» озвучила планы по выпуску новых цистерн, которые закроют возможный дефицит от списания старых.

Представитель компании «Нефтетранссервис» Владимир Поздеев не согласился с коллегой. По его мнению, цистерны «ОВК» будут предназначены не для нефтебензиновых продуктов, а для химии. Также он считает, что парк все же сокращается: за четыре месяца 2015 г. новых бочек зарегистрировано меньше, чем в прошлом году, и гораздо меньше, чем списано.

Начальник департамента по работе с нефтяными компаниями «Первой грузовой компании» Сергей Назаров так прокомментировал ситуацию: «Тема дефицита цистерн возникла после выхода решения Правительства РФ о запрете продления срока службы вагонов в августе 2014 г., которое стимулировало операторов к списанию подвижного состава. Текущая ситуация по количеству парка стабильна и отвечает запросам рынка перевозок нефтепродуктов, в том числе, газового конденсата. На текущий момент вагоностроители не могут предложить операторам модель подвижного состава, обладающую существенно улучшенными потребительскими характеристиками относительно эксплуатируемых. Поэтому «ПГК» не исключает возможности продления срока службы вагонов через модернизацию вагонного парка, однако окончательное решение будет принято на основании экономического анализа после утверждения условий продления».

Инженер технологического отдела «Омскнефтехимпроект» Елена Шеина рассказала об опыте компании по созданию схемы переработки ГК по топливному варианту для «Газпромнефть-ОНПЗ». Цель проекта - расширение сырьевой базы НПЗ путем вовлечения в переработку СГК для получения моторных топлив (бензина, керосина ТС-1 и компонента летнего дизтоплива). Разработан проект установки фракционирования, которая позволяет перерабатывать ГК без предварительного обессоливания и обезвоживания. Повышается глубина переработки и выход моторных топливных фракций по сравнению с переработкой ГК в смеси с нефтью.

Профессор РГУ нефти и газа им. Губкина Михаил Левинбук еще раз подчеркнул необходимость ускоренной модернизации российских НПЗ в условиях секторальных санкций. Новым девизом нефтяной отрасли России должно стать импортозамещение оборудования и технологий, а также экспортозамещение нефти на продукты с высокой добавленной стоимостью. По мнению г-на Левинбука, экологическая мотивация введения стандартов классов 3, 4 и 5 на топлива в РФ позволила полностью отстранить отечественную науку и компании от участия в проектах по модернизации НПЗ, а иностранные компании получили колоссальные прибыли за счет повторной реализации уже использованных ранее технологий. В этой связи с учетом отсутствия существенного различия в экологических факторах стандартов Евро‑3, 4 и 5 необходимо ввести районирование химсостава топлив по аналогии с США, но не как это было сделано в Европе. В существующих условиях необходим тайм‑аут на инвестиции в нефтеперерабатывающую отрасль до полной корректировки экономики выбора всех процессов на НПЗ с учетом того, что крупнейшие российские компании заложили в планы модернизации своих НПЗ стоимость оборудования и технологий в рублях, а это, в свою очередь, привело к значительному увеличению их стоимости. Необходимо провести тотальный анализ ключевых для страны и бизнеса проектов с учетом изменения мировых цен на нефть.

Глава CREON Energy Фарес Кильзие придерживается мнения, что «конференция, проводимая компанией, показала, что газовый конденсат остается продуктом для энергетической элиты, которая не хочет подчиняться существующим общим правилам, а порой диктует свои собственные. Так же, как мы ранее говорили по СУГам, направление экспорта газового конденсата в долгосрочной перспективе будет сомнительным в связи с появлением альтернативных поставок из США и Австралии. Поэтому обнуление экспортных пошлин и манипуляции с фискальными выплатами по ГК - это промежуточное решение и отсутствие долгосрочной стратегии по его переработке на территории РФ».

Характеристика придонных и резервуарных нефтешламов.

Углеводороды от 5 до 90%
Вода от 1 до 72%
Механические примеси от 0,8 до 85%
Плотность нефтешламов от 830 до 1700 кг/м3
Температура застывания от -3 до +80 град-с
Температура вспышки от 35 до 120 град-с.

Нефтяные шламы являются основными отходами нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. Данный тип отходов образуется в процессе бурения скважин, в результате очистки сточных вод содержащих нефть на очистных сооружениях и во время чистки резервуаров. Шламы представляют собой тяжелые нефтяные остатки, которые содержат в среднем (по массе):

• от 10 до 56 % нефтепродуктов,
• от 30 до 85 % воды,
• от 1,3 до 46 % твердых примесей.

Все шламы представляют собой определенную опасность, поэтому они хранятся в специальных шламонакопителях. Шламонакопители, представляющие собой земельные емкости открытого типа предназначенные для хранения шламов, занимают довольно большие территории. Кроме того, подобные сооружения пожароопасны, и являются источником потенциального загрязнения окружающей среды, которое происходит вследствие испарения нефтепродуктов. Результатом такого испарения является загрязнение почв и грунтовых вод. Поэтому сегодня обезвреживание и полная утилизация нефтяных шламов является одной из острейших проблем для нефтедобывающих регионов.

Способы переработки нефтяных шламов

В настоящее время широко применяются следующие методы переработки и обезвреживания нефтяных шламов:

1. Сжигание нефтяного шлама в виде водных эмульсий с последующей утилизаций выделяющегося тепла. Этот способ является самым распространенным, поскольку он наиболее простой и надежный. Однако при данной технологии сложно добиться экономического эффекта, что недопустимо в современных условиях.

2. Обезвоживание и сушка нефтяного шлама с возвратом образованных нефтепродуктов в производство (данный процесс по сравнению с предыдущим более прогрессивный, однако требует куда больших капиталовложений).

3. Переработка нефтяного шлама в пирогаз. Данная технология позволяет повысить коэффициенты использования нефти, и сегодня является самой передовой, поскольку из отходов в данном случае получается высококачественное топливо. Однако не каждый мусороперерабатывающий завод решается установить у себя подобную установку ввиду ее относительно высокой стоимости. Хотя вовсе напрасно – сегодня завод по переработке шламов может являться рентабельным высокодоходным предприятием.

Газовый конденсат по своей сути является жидкими углеводами с содержанием таких легких газов как:

• пропан;
• бутан;
• метан;
• этан.

Технология переработки

Переработка газового конденсата заключается в выделении газов из конденсата с целью получения таких видов продуктов в стабильном состоянии как:

прямогонный бензин;

легкие углеводы.

Достигается это на крупных предприятиях специализирующихся на переработке газовых конденсатов посредством технологической процедуры, состоящей из таких этапов:

1. Ректификация, заключающаяся в процедуре разделения смеси посредством теплообмена между газовыми и жидкими компонентами;

2. Гидроочистка сернистых соединений в сырье посредством водорода при высоком уровне давления и температуры;

3. Изомеризация , заключающаяся в изменение структуры вещества с целью повышения его октанового числа.

Переработка газового конденсата – это выделение газов из конденсата, и получение, таким образом, двух продуктов в стабильном состоянии, подлежащих дальнейшему использованию: легких углеводов и прямогонного бензина (бензина газового стабильного).

Переработка осуществляется на заводах по переработке газовых конденсатов, самые крупные из которых обладают огромными мощностями (до 6 млн. тонн в год). Вкратце, технологический цикл делится на несколько фаз:

• ректификация в специальных ректификационных колоннах, непрерывная или периодическая, представляющая процесс разделения смеси, путем теплообмена между жидкой и газовой составляющими;
• гидроочистка – процесс, направленный на снижение сернистых соединений в нефтепродуктах, происходящий при высокой температуре и повышенном давлении под воздействием водорода;
• изомеризация (с рециклом) – изменение структуры вещества для повышения октанового числа у бензинов, бывает высоко-, средне-, и низкотемпературной, последняя считается наиболее перспективным методом.

Итогом переработки конденсата является получение моторных топлив высокого качества (высокооктановых): бензинового, авиационного, дизельного, а также сырья (полимеров) для производства полиэтилена, полипропилена, полистирола, поливинилхлорида, синтетических каучуков, полиэфира, бутилового спирта, ацетона, фенола и т.д.

Переработка газового конденсата служит для получения таких видов продуктов:

• Высококачественные моторные масла;
• Высокооктановые марки бензина;
• Различные виды полимерных материалов.

http://additive.spb.ru/upgk.html

Установка по переработке газового конденсата (нефти)

Установка по переработке газового конденсата включает в себя следующие блоки:

Блок подготовки сырья;

Блок гидроочистки фр. НК-360 °С (см. технология гидроочистки);

Блок ректификации продуктов гидроочистки на фракции для дальнейшей переработки;

Блок каталитического риформинга (см. технология каталитического риформинга и техническое описание);

Блок ректификации риформата;

Блок гидроизомеризации легкого бензина;

Блок ректификации гидроизомеризата;

Узел компаундирования товарных продуктов.

Основная продукция установки:

товарные бензины Нормаль-80 по ГОСТ Р 51105-97, Регуляр Евро-92 и Премиум Евро-95 по ГОСТ Р 51866-2002, (соответствует нормам Евро-3) и Супер Евро-98 по ГОСТ Р 51313-99. Установка рассчитана на максимальный выпуск Премиум Евро-95;

дизельное топливо по ГОСТ 305-82 или ГОСТ Р 52368-2005 (Евро-4);

мазут .

Требования к качеству современных высокооктановых автобензинов, выпускаемых по спецификации Евро-3 и выше ограничивают содержание в них бензола величиной не более 1,0 % об.

Для достижения данного показателя по содержанию бензола в технологии используется процесс гидроизомеризации , который включает в себя гидрирование бензола, содержащегося в фракции нк-85 С продуктов риформинга и в фракции нк-85 °С продуктов гидроочистки, с последующей его изомеризацией в метилциклопентан (МЦП). В процессе протекают также реакции изомеризация н-парафинов в изо-парафины, что также приводит к увеличению октанового числа получаемого продукта. Побочные реакции - раскрытие нафтеновых колец с образованием гексанов и гидрокрекинг сырья до продуктов с меньшим числом углеродных атомов, преимущественно пропана и бутанов.

В данной технологии на блоке гидроизомеризации использовано сырьё, состоящее из смеси фракции нк-85 °С гидрогенизата и фракции НК-85 °С риформата. На этом сырье получается гидроизомеризат с октановым числом по ииследовательскому методу ОЧИ не менее 79 (76 ОЧМ).

Для выпуска товарного бензина Регуляр Евро-92, рекомендуются рецептура 60 % мас. тяжелого риформата и 40 % мас. гидроизомеризата, что соответствует балансовому выпуску продуктов на установке. Для производства бензинов Премиум Евро-95 и Аи-98 необходимо в составе использовать МТБЭ в концентрации до 15 % мас.:

©2015-2019 сайт
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2017-06-12

Инженер технологического отдела ПАО «ОМСКНЕФТЕХИМПРОЕКТ» Елена Шеина разъясняет обозревателю RCC особенности западносибирских ресурсов газового конденсата и основные звенья процесса глубокой переработки этого сырья, с ориентацией на больший выход моторных топлив.

- Что Вы могли бы сказать об особенностях переработки ГК?

Добыча и переработка газового конденсата, по сравнению с нефтью или природным газом, является относительно новой отраслью нефтегазового комплекса страны. Переработку ГК ведут по двум основным направлениям: химическому - получение мономеров для промышленности органического синтеза (этилен, пропилен, ацетилен, дивинил, бензол и т.п.) и топливному - получение автобензинов, керосинов, дизельных топлив и мазута.

Схема переработки ГК с высоким содержанием ароматических углеводородов включает экстракцию природных ароматических углеводородов и последующую переработку узких фракций для получения дополнительных количеств ароматических углеводородов или высокооктановых компонентов бензинов.

Уренгойские конденсаты имеют высокое содержание нафтеновых углеводородов, поэтому этот ГК вполне можно считать ценным нефтехимическим сырьём для производства ароматических углеводородов. Исследованиями было также установлено, что при переводе установок риформинга с нефтяного сырья на газоконденсатное значительно увеличивается выход ароматических углеводородов.

- В чем состоит специфика западносибирских ресурсов ГК?

ГК месторождений Западной Сибири отличаются высоким содержанием широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), которые, повторюсь, являются ценным нефтехимическим сырьём. По объёму потребления для нефтехимического синтеза низкомолекулярные алканы находятся на первом месте среди всех классов углеводородов, а важнейшими направлениями их переработки является пиролиз. Для получения индивидуальных углеводородов, пригодных к химическому использованию, применяются различные газофракционирующие установки. Если точнее, установки, основанные на конденсационно-ректификационных методах разделения газовых смесей, в зависимости от состава оформляются как с нисходящим, так и с восходящим режимом давления.

Каковы, на Ваш взгляд, основные преимущества глубокой переработки этого сырья, получения и использования соответствующих продуктов?

Основное количество ГК в настоящее время перерабатывается совместно с нефтью на НПЗ. Рассмотрена возможность расширения сырьевой базы за счет вовлечения ГК в сырье первичной переработки ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ» для получения моторных топлив необходимого качества: бензина н.к. - 180°С, керосина ТС-1, компонента дизельного топлива летнего.

Достоинствами стабильного газового конденсата, как сырья первичной переработки, являются высокое содержание фракций, выкипающих до 350°С, отсутствие воды и углеводородов С1-С3, а также содержание солей с долей менее 3 мг/л. Все эти факторы позволяют, во-первых, перерабатывать СГК на НПЗ без предварительного обессоливания и обезвоживания; во-вторых, обеспечивают повышение глубины первичной переработки и объема выхода моторных топливных фракций.
Поэтому представляется актуальным расширение сырьевой базы путем вовлечения в переработку стабильного газового конденсата для получения моторных топлив.

- Каковы основные характеристики технологических "цепочек" переработки ГК?

Установка фракционирования стабильного газового конденсата состоит из блока теплообмена, отбензинивания и атмосферного блока. Схема переработки СГК включает предварительное отбензинивание углеводородного сырья в колонне (К-1). После чего отбензиненный газовый конденсат поступает на ректификацию в основную атмосферную колонну, где происходит отбор керосиновой и дизельной фракций.

В ПАО "ОМСКНЕФТЕХИМПРОЕКТ" была выполнена компьютерная модель блока фракционирования стабильного газового конденсата. По этой модели поток нестабильного бензина объединяется с отбензинивающей и атмосферной колоннами. Причем, атмосферная колонна - основная колонна блока фракционирования, из нее выводится два боковых погона - керосиновая и дизельная фракция; "верхом" уходит нестабильный бензин.

Отпарка легких компонентов в первом стриппинге осуществляется за счет испарения части керосиновой фракции в ребойлере; в качестве теплоносителя в него поступает второе циркуляционное орошение колоны. Отпарка легких компонентов во втором стриппинге осуществляется за счет подачи острого водяного пара.

Наряду с привычными нефтью и газом добывающие компании извлекают из недр земли не такое известное, но не менее важное полезное ископаемое - газовый конденсат. В то же время, темпы развития газоконденсатной отрасли, как мировой в целом, так и российской в частности, пока ещё крайне низки.

Что такое конденсат и как его получают?

В процессе буровых работ из газовой смеси, находящейся в залежах, образуется бесцветная или же слабоокрашенная жидкость - это газовый конденсат. Он представляет собой смесь углеводородов жидкого типа. Содержание жидкой части в кубометре конденсата колеблется в пределах 10–700 кубических сантиметров (по массе - 5–10 граммов на тот же объём). Своим названием данная фракция обязана механизму её образования - путём конденсации из природных газов.

Газовый конденсат

Как и любой конденсат, газовый также выпадает в момент перехода вещества из газообразного в жидкое ввиду снижения давления и температуры. В данном случае в роли сжижающихся веществ выступают тяжёлые углеводороды, содержащиеся в пластах. В естественных условиях залежи бензино-керосиновых фракций и более высокомолекулярных компонентов находятся под давлением до 60 МПа, при бурении же оно резко снижается. Основная масса данного сырья извлекается на газоконденсатно-нефтяных и чистых газоконденсатных месторождениях. Конденсат, хоть и в гораздо меньших количествах, образуется при переработке попутного нефтяного газа при сепарации «чёрного золота» в промышленных условиях.

Залежи газового конденсата бывают первичными и вторичными. Первые находятся на глубинах более 3,5 километра, в их образовании не принимают участие скопления нефти. В свою очередь, вторичные залежи возникают при обратном испарении нефтяного сырья. Кроме этого, залежи газоконденсата классифицируются по степени насыщенности. Так, отличительным свойством насыщенных пластов является идентичность показателей давления в недрах и давления начала конденсации. Ненасыщенные залежи характеризуются уровнем пластового давления, величина которого больше отметки, при котором начинается процесс конденсации.

Добыча газового конденсата: 1 - углеводородные залежи; 2 - подача газожидкостной смеси на перерабатывающий завод; 3 - охлаждение и низкотемпературное разделение; 4 - полученный в результате сепарации газ поступает потребителям; 5 - конденсат поступает на НПЗ для дальнейшей переработки

Добыча газового конденсата сопряжена с определёнными технологическими трудностями. Дело в том, что при переходе в жидкое состояние углеводороды остаются в каналах породы, извлечение сырья из которых очень трудоёмко. Для предотвращения «застревания» конденсата в недрах операторам добычи приходится поддерживать обычное для залежей давление искусственным путём. В настоящее время не выработано эффективного метода максимального извлечения конденсата, применяется по большей мере технология обратной закачки газа в пласт после его отбензинивания, то есть отфильтровывания наиболее ценных компонентов.

Что делают из этого сырья?

Газовый конденсат является полноценным полезным ископаемым и не уступает ни по своему значению для экономики, ни по богатому набору ценных компонентов чистому природному газу и нефти. Впрочем, по составу конденсат намного ближе к нефтяному сырью, чем к «голубому топливу». Именно поэтому добывающие компании в обязательном порядке дополнительно указывают количество газового конденсата в своей отчётности о разработке месторождений углеводородов. Хотя в основном конденсат добывается операторами газовых месторождений, на профессиональном жаргоне он получил знаменитое название - «белая нефть».

Основные сферы применения газоконденсата - это производство топлива и продуктов нефтехимии. В топливном сегменте из конденсата производится готовое к применению горючее в широком ассортименте - от бензинов популярных марок до топлива для котельных. В частности, производится бензин Аи-80, Аи-92, Аи-95. Бензиновое горючее, которое получается из газового конденсата, обладает низкой детонационной стойкостью, поэтому в производственном процессе приходится дополнительно использовать антидетонаторы.

Также из конденсата производится широкофракционное топливо для дизелей быстроходных транспортных средств, которое может использоваться в суровом климате - температуре до минус 30 градусов по Цельсию. Кроме того, выпускается газоконденсатное топливо с присадками, пригодное для использования в условиях ещё больших холодов. Для получения горючего зимнего применения газоконденсат проходит процедуру депарафинизации, в противном случае топливо имеет высокую температуру застывания и помутнения, то есть может использоваться лишь в летний период.

Для удовлетворения потребностей промышленных и коммунально-бытовых предприятий в топливе из конденсата вырабатывают технические пропан, бутан и их смеси. В нефтехимической сфере газоконденсатное сырьё выступает в роли базы для получения ароматических углеводородов (ксилола, олуола, бензола) и олефинов - составляющих для дальнейшего производства волокон, смол, каучука и пластмасс. В роли сырьевых компонентов выступают выделяемые из конденсата изопентановая, пентан-гексановая фракции и те же смеси бутана и пропана.

От добычи до переработки

Для получения упомянутых продуктов добытый газовый конденсат отправляется на переработку. Производственный процесс предусматривает в первую очередь превращение нестабильного газоконденсата в стабильный. Последний отличается тем, что он не содержит растворенных газов. Такие газы - это в основном фракции бутана и метана - образуются в составе сырья при добыче, когда давление снижается до уровня в 4–8 МПа по мере выборки основных объёмов конденсата.

Установка комплексной подготовки газа

На перерабатывающих мощностях конденсат доводится до нужного состояния с помощью процедуры дегазации и очистки от примесей. Полученное стабильное сырьё в зависимости от места, где его производят, подразделяется на промысловый (если переработка осуществляется рядом со скважиной) и заводской (отправляемый на газоперерабатывающие заводы). Нестабильный конденсат после прохождения деэтанизации транспортируется под собственным давлением по магистралям-конденсатопроводам. После прибытия на ГПЗ такой исходный материал подвергается первичной переработке, в результате которой получаются бензин, дизельное топливо, сжиженные газы, мазут.

Типовой алгоритм переработки нестабильного конденсата выглядит так:

• После извлечения из недр смесь транспортируется на установку комплексной подготовки.
• С помощью установки осуществляется сепарация конденсата и газовой части.
• Газ, полученный в результате сепарации, подаётся до врезки в газопровод магистрального типа, а оттуда передаётся потребителям.
• Конденсат, в свою очередь, перекачивается до врезки конденсатопровода, откуда подаётся к другой установке, предназначенной для подготовки сырья к транспортировке.
• Установка подготовки сырья производит деэтанизацию конденсата. Продукты переработки распределяются следующим образом: деэтанизированный конденсат (84%), газ деэтанизации (14,7%). На потери приходятся ещё 1,3%.
• Далее газ деэтанизации, как и газ сепарации, подаётся в газопроводы и транспортируется потребителям.
• Деэтанизированный конденсат поступает в конденсатопровод и отправляется на стабилизационный завод. Уже там сырьё перерабатывается до получения сжиженных газов, стабильного конденсата и дизтоплива.
• Для дальнейшей переработки стабилизированное сырьё перевозится наливным транспортом или перекачивается по специальным трубопроводным системам на нефтехимические и другие предприятия.

Мировой отраслевой рынок и ситуация в России

Несмотря на внедрение эффективных технологий переработки конденсата, на современном этапе освоения недр объёмы его добычи во всём мире значительно уступают показателям извлечения базовых углеводородов - нефти и газа. Такая ситуация сложилась исторически и связана с тем, что газоконденсатная отрасль сравнительно молода. На протяжении продолжительного времени нефтяные компании были заинтересованы только в добыче «чёрного золота», а газовые - разрабатывали традиционные залежи. Необходимость в освоении месторождений газоконденсата увеличивается по мере истощения обычных газовых блоков.

Россия же может похвастаться внушительными запасами газового конденсата. Разведанные ресурсы и перспективные залежи оцениваются геологами в общей сложности в 2 млрд тонн. Тем не менее, темпы освоения месторождений конденсата растут крайне медленным образом. В частности, среднегодовая добыча последних лет колеблется в пределах 30 млн тонн, в том числе на шельфовых участках - на уровне 2,5 млн тонн. Рост показателя извлечения сырья каждый год составляет до 5–10% в год. Напомним, Пронедра писали ранее, что в «Газпроме» пообещали увеличить добычу конденсата на 10% за три года.

Газоконденсатный промысел № 22 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения

Наращивание добычи, в то же время, приходится по большей части на сухопутные блоки, в то время, как в шельфовых зонах её интенсивность падает. Среди российских регионов по уровню извлечения конденсата лидирует Уральский федеральный округ, где добывается до 76% данного сырья. Присоединение Крыма к России практически не изменило статистику добычи - уровень добычи на полуострове в разрезе общероссийского показателя не превышает 0,16%.

Возможности перерабатывающих мощностей в России значительно превышают добычу. Российские предприятия за год способны переработать более 56 млн тонн сырья, однако годовой объём поставок конденсата на стабилизацию - в полтора раза меньший. Хотя прогноз по добыче газового конденсата как по России, так и по всему миру в целом, является положительным и предусматривает ежегодный рост этого показателя, есть определённые факторы, сдерживающие развитие отрасли. Основной причиной медленных темпов прироста и затягивания в вопросах разработки новых месторождений является дефицит специализированных трубопроводных систем для транспортировки конденсата.

Помимо того, что Россия не сумела наладить устойчивое развитие добычи конденсата, а также обеспечение им внутреннего рынка и загрузку национальных перерабатывающих мощностей, она по-прежнему серьёзно уступает основным экспортёрам сырья по объёмам поставок. Основным игроком международного рынка газоконденсата являются США, обеспечивающие чуть ли не треть поставок. Остальные объёмы поделили между собой Канада, Австралия, Алжир и южноамериканские государства. Российский же экспорт пока минимален. К примеру, группа «Газпром» поставляет за границу около от 250 тыс. до 600 тыс. тонн такого сырья в год. Колебания объёма экспорта в сторону уменьшения связано с перераспределением объёмов поставок в пользу внутреннего рынка.

Строительство морского порта Сабетта на берегу Карского моря для перевалки углеводородного сырья Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения (ЯНАО) и дальнейшей транспортировки природного газа и газового конденсата в страны Азиатско-Тихоокеанского региона

Небольшими темпами, но в целом экспорт данного сырья из России растёт . Перед РФ открываются достаточно реальные перспективы освоить масштабные поставки в Азиатско-Тихоокеанский регион, рынок которого характеризуется непрекращающимся увеличением спроса. Налаживанию экспорта в Азию будет способствовать и чисто географический фактор, минимизирующий транспортно-логистические расходы.

Впрочем, оптимистичные прогнозы для России не поддерживают скептически настроенные отраслевые аналитики, предполагающие, что и азиатский рынок будет полностью завоёван американскими и австралийскими поставщиками. Попытки стимулировать и урегулировать газоконденсатный сегмент в России, в том числе путём аннулирования пошлин на экспорт и пересмотра фискальных выплат, пока носят характер временных решений и свидетельствуют лишь о том, что долгосрочная стратегия развития отрасли в настоящее время в стране отсутствует.

Несмотря на сложившуюся ситуацию, нельзя не отметить и положительные сдвиги, которые сыграли на пользу расширению национального газоконденсатного бизнеса. На нынешнем этапе российский рынок конденсата мало зависит от факторов внешнего характера и остаётся стабильным. Опыт последних лет продемонстрировал, что на газоконденсатный промысел не влияют даже такие мощные рычаги, как колебания курсов валют и изменения налогового законодательства.

Железнодорожный терминал слива стабильного газового конденсата (СГК) на Омском НПЗ

Вне зависимости от внешних потрясений последних лет, российские операторы, которые ориентируются на зарубежных покупателей, продолжают экспортные поставки, а предприятия, заинтересованные в участии во внутреннем рынке, стабильно обеспечивают наличие достаточного предложения. Устойчивости отрасли способствует её высокая экономическая рентабельность. В частности, степень доходности переработки газового конденсата выше, чем нефти.

Кроме того, в силу производственных особенностей объём выпуска светлых нефтепродуктов на заводах по переработке газоконденсата выше, чем на предприятиях, работающих с нефтью, хотя, напомним, нефтепереработка в России представлена достаточно широко . Благоприятные исходные условия всё же дают надежду на то, что развитие российского газоконденсатного сегмента будет проходить если и не быстро, но стабильно, а, следовательно, прогнозы оптимистов относительно запуска восточного направления экспорта со временем могут и сбыться.

Features of development of the oil industry of Russia at the present stage

L.EDER, I. FILIMONOVA, I.PROVORNAYA Institute of petroleum geology and geophysics SB RAS, Novosibirsk state University, T. MAMAKHATOV, Institute of petroleum geology and geophysics SB RAS

Работа выполнена при финансовой поддержке грантов РФФИ № 15-36-20339 мол_а_вед, № 15-06-09094-а, №16-36-00369 мол_а. Анализируются особенности развития нефтяной промышленности России. Показана роль России в мировой системе нефтеобеспечения. Систематизированы тенденции нефтяной промышленности России в области добычи, переработки, транспорта и экспорта нефти и нефтепродуктов. Рассматриваются нефтедобыча в России с учетом общеотраслевых тенденций, структуры извлечения из недр нефтяного сырья по типу углеводородов, региональная и организационная структура добычи нефти на современном этапе. Представлены ключевые тенденции в области переработки нефти в России. Исследованы объемы экспорта нефти и нефтепродуктов по способам и направлениям поставок.

Analyzes the peculiarities of development of Russian oil industry. Shows the role of Russia in the global oil supply. Systematic trends in the oil industry of Russia in the field of production, processing, transport and export of oil and oil products. Discusses oil production in Russia, taking into account industry-wide trends, structure extraction from the subsoil of crude oil type hydrocarbons, regional and organizational structure of oil production at the present stage. Key trends in the field of oil refining in Russia. Iinvestigated the volumes of export of oil and oil products according to the methods and directions of supplies.

В 2015 г. Россия обновила очередной рекорд по объему добычи неф­ти в новейшей истории. В текущем году добыча нефти составила 534 млн т, увеличившись на 7 млн т по сравнению с 2014 г. При этом по итогам 2015 г. одновременно снизился объем первичной переработки нефти – до 282,4 млн т, что связано, в основном, с сокращением выпуска мазута. Сокращение объема переработки нефти стало главным фактором роста экспорта сырой нефти.
Прирост добычи нефти в 2015 г. обеспечивался за счет новых крупных проектов на севере европейской части России, выхода на проектную мощность месторождений Восточной Сибири, роста добычи нефти и конденсата на севере Западной Сибири (ЯНАО). А также за счет месторождений Волго-Урала, где недропользователи активно применяют современные технологии и вводят в разработку мелкие и мельчайшие месторождения.
Устойчивой тенденцией развития НГК России в 2015 г. стало сокращение доли темных нефтепродуктов в структуре выпуска нефтеперерабатывающей отрасли. Обуславливается это повышением таможенных пошлин на темные нефте­продукты и комплексной модернизацией перерабатывающей отрасли в целом. Ввод новых и реконструкция действующих мощностей НПЗ, преимущественно вертикально-интегрированных компаний (ВИНК), позволил увеличить среднюю глубину переработки нефти до 74,7 %. В то же время, снижение общего объема переработки нефти привело к сокращению уровня загрузки заводов с 91 % до 87 %, который практически не изменился на протяжении последних лет.
Однако, несмотря на стимулирование увеличения глубины переработки, в структуре выпуска нефтепродуктов в России все еще продолжает доминировать производство тяжелых и средних дистиллятов.
В 2015 г. произошло изменение тенденции, направленной на сокращение экспорта нефти, который наоборот увеличился, а экспорт темных нефтепродуктов – сократился. В основном увеличение экспорта нефти обуславливается ростом спроса со стороны стран АТР, для удовлетворения которого активно ведется строительство трубопроводной инфраструктуры на востоке страны – неф­тепроводов «Куюмба – Таишет», «Заполярье – Пурпе», расширение ВСТО. Нефтепровода «Туймазы – Омск – Новосибирск» (ТОН-2).
Модернизация нефтеперерабатывающей отрасли в сочетании с мерами государственного стимулирования производства и экспорта качественных продуктов переработки (бензин и дизельное топливо) привели к активному формированию экспортных продуктопроводов – проекты «Север», «Юг».
Таким образом, в нефтяной промышленности в 2015 г. впервые за последние десятилетия наметились положительные тенденции развития, прежде всего в секторе переработки, чему способствовал ряд законодательных, административных и налоговых мер государственного регулирования, принятых в период 2012–2014 гг.

РОССИЯ В МИРОВОЙ СИСТЕМЕ НЕФТЕОБЕСПЕЧЕНИЯ

Модернизация нефтеперерабатывающей отрасли в сочетании с мерами государственного стимулирования производства и экспорта качественных продуктов переработки привели к активному формированию экспортных продуктопроводов – проекты «Север», «Юг». В нефтяной промышленности в 2015 г. впервые за последние десятилетия наметились положительные тенденции развития, прежде всего в секторе переработки, чему способствовал ряд законодательных, административных и налоговых мер государственного регулирования.

Мировая добыча нефти в 2015 г. возросла на 3,1 % и составила 4,36 млрд т, произошло ускорение темпов добычи относительно 2014 г. (2,4 %) (табл. 1).
Более быстрыми темпами по сравнению с мировым уровнем в 2015 г. выросла добыча нефти в странах ОПЕК (годовой прирост – 4,2 %). Рост добычи нефти в странах ОПЕК в 2015 г. обеспечивался Ираком (прирост 17 %), Саудовской Аравией (4,3 %), ОАЭ (4,1 %) и Ираном (1,4 %). Сокращение добычи нефти в странах ОПЕК наблюдалось в: Ливии (13,4 %), Нигерии (4,5 %) и Венесуэле (2,4 %). Начиная с 2012 г. доля ОПЕК в мировой добыче нефти сократилась с 43,2 % до чуть более 41,4 % к настоящему времени.
Добыча нефти на постсоветском пространстве в 2015 г. достигла своего максимума и составила 682 млн т, что на 5 млн т выше уровня предыдущего года. Крупнейшими производителями нефти в СНГ являются Россия (79 %), Казахстан (12 %), Азербайджан (6 %) и Туркменистан (1,5 %). Вместе они обеспечивают 15,6 % мировой добычи нефти, однако учитывая высокие темпы развития остальных стран-участниц мирового рынка нефти, доля стран СНГ сократилась за последние 5 лет с 17,0 до 15,6 %.

ДОБЫЧА НЕФТИ В РОССИИ

Общеотраслевые тенденции

В 2015 г. Россия достигла рекордного уровня добычи нефти в новейшей истории страны – 534 млн т, что составило 12,2 % в мировой добыче. Однако современный уровень добычи нефти составляет только 93 % от уровня добычи нефти РСФСР в 1987 г.
Устойчивой тенденцией изменения структуры добычи нефти в России является увеличение доли добычи газового конденсата, что связано с активным вовлечением в разработку высококонденсатного газа Западной Сибири.
Рост добычи нефти в России в 2015 г. обеспечивался за счет проектов на востоке страны (Иркутская область, Республика Саха, шельф Сахалина) (прирост 8 %, или 4,8 млн т), на севере Западной Сибири (ЯНАО) (13,9 %, или 5,5 млн т) и европейской части России (НАО, Коми) (7,5 %, или 2,2 млн т). Произошло увеличение добычи неф­ти в регионах европейской части России (Республиках Татарстан и Башкортостан, Самарской области, Пермском крае), а также на шельфах морей (Каспийского, Обской и Тазовской губ).
Рост добычи нефти в Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинциях обеспечивается активным применением технологий и методов интенсификации добычи нефти, а также вовлечением в разработку мелких и мельчайших месторождений для компенсации падения добычи на крупных и средних месторождениях региона.
Рост добычи нефти в европейской части и на востоке страны поддерживается за счет роста добычи на новых месторождениях, которые сохранят еще потенциал роста в течение нескольких лет. Однако происходит замедление темпов роста добычи нефти в Восточной Сибири, т.к. базовые месторождения вышли на проектный уровень добычи.
Сокращение добычи нефти происходит в Западной Сибири, прежде всего в ХМАО. Введение в разработку последних крупных месторождений не позволило стабилизировать добычу в регионе. Одним из направлений стабилизации добычи нефти в Западной Сибири является вовлечение в разработку мелких и мельчайших месторождений.
В организационной структуре добычи нефти в России, начиная с 2010 г., наметилась тенденция сокращения доли вертикально-интегрированных компаний с одновременным увеличением доли независимых компаний.

Структура добычи нефтяного сырья по типу углеводородов

В статье под добычей нефти понимается добыча неф­тяного сырья, включающая в себя добычу сырой нефти и газового конденсата. Устойчивой тенденцией последних лет является наращивание доли добычи газового конденсата в структуре добычи нефтяного сырья. Это связано с тем, что в Западной Сибири происходит падение добычи метанового газа (сухого) и ввод в разработку нижележащих пластов, содержащих высококонденсатный (жирный) газ.

Крупнейшими производителями нефти в СНГ являются Россия(79 %), Казахстан (12 %), Азербайджан (6 %) и Туркменистан (1,5 %). Вместе они обеспечивают 15,6 % мировой добычи нефти.

Добыча газового конденсата в России в 2015 г. составила 25 млн т, или 5 % добычи нефтяного сырья в России. За последний год добыча конденсата в России увеличилась на 4,1 млн т (на 20 %), превысив прирост добычи сырой нефти (3,3 млн т).

Доля Западной Сибири в добыче нефти в России продолжает сокращаться. Если в 2005 г. на долю региона приходилось 71% от всей добываемой в России нефти, то в 2015 г. доля Западной Сибири в добыче составила уже менее 58 %.

Около 70 % всего конденсата в России добывается в Западной Сибири, преимущественно в ЯНАО (около 17,6 млн т).
Структура добычи газового конденсата по регионам России соответствует структуре добычи природного газа (табл. 2). Так, на Астраханскую область (Астраханское месторождение) приходится около 11 %, на шельф острова Сахалин (проекты «Сахалин-1», «Сахалин-2») – 10 %, на Оренбургскую область (Оренбургское месторождение) – 3 %, на Восточную Сибирь – 5 % от общероссийской добычи.

Региональная структура

В настоящее время промышленная нефтегазоносность установлена в 37 субъектах Российской Федерации, учитываемых в семи федеральных округах – Северо-Западном, Южном, Северо-Кавказском, Приволжском, Уральском, Сибирском, Дальневосточном, а также на шельфе Каспийского, Азовского, Балтийского, Баренцева, Карского и Охотского морей. Добыча нефти осуществляется в 33 регионах России.
В региональном плане добыча нефти в России сосредоточена в Западно-Сибирской и Волго-Уральской неф­тегазоносных провинциях (НГП). Ведется также добыча в Тимано-Печорской и Северо-Кавказской НГП. Высокими темпами идет широкомасштабное освоение запасов Охотоморской и Лено-Тунгусской провинций.
Главный центр российской нефтяной промышленности – Западная Сибирь, добыча в котором за прошедший год продолжила общую многолетнюю тенденцию падения и сократилась до 311,7 млн т (на 0,4 % или на 1,4 млн т). В результате доля Западной Сибири в добыче нефти в России продолжает сокращаться. Так, если в 2005 г. на долю региона приходилось 71 % от всей добываемой в России нефти, то в 2015 г. доля Западной Сибири в добыче составила уже менее 58 %.

За последний год добыча конденсата в России увеличилась на 4,1 млн т (на 20 %), превысив прирост добычи сырой нефти (3,3 млн т).

Основное сокращение добычи нефти в Западной Сибири происходит за счет падения добычи в основном нефтедобывающем регионе России – ХМАО (на 3 %, или на 7,6 млн т). В то же время остальные регионы Западной Сибири демонстрируют прирост добычи нефтяного сырья. Быстрыми темпами продолжает расти добыча нефти на юге Тюменской области, благодаря увеличению объемов бурения и развитию межпромысловой инфраструктуры. В результате объем добычи нефти здесь вырос более чем на 10 % (на 1,1 млн т). Кроме того, относительно быстрыми темпами наращивается добыча газового конденсата в Ямало-Ненецком АО (на 13 %) (табл. 3).
Добыча нефти в Ханты-Мансийском АО в 2015 г. составила 243,0 млн т. Доля Югры в общероссийской добыче нефти в 2015 г. сократилась на 3 % – до 45,5 %, хотя недропользователи активно вводят новые объекты в разработку, но это только сдерживает падение добычи нефти в регионе – введено в разработку 4 новых месторождения, из них 2 месторождения ОАО «Сургутнефтегаз», по 1 месторождению ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и ООО «Хортица».
Добыча нефти в Ямало-Ненецком АО в 2015 г. составила 45 млн т и продолжается падение. Вместе с тем ЯНАО – лидер в России по добыче газового конденсата. Широкомасштабное вовлечение в разработку валанжинских и ачимовских запасов природного газа позволяет быстро наращивать добычу конденсата, что компенсирует падение добычи нефти в регионе.
Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия) на протяжении последних 6 лет являются основным регионом прироста добычи нефти в России. Однако темпы прироста добычи нефти на востоке России стали значительно снижаться. В 2015 г. прирост добычи неф­ти составил 5,8 % или 2,6 млн т. Впервые за последние несколько лет прирост добычи в Восточной Сибири не превышает общего прироста добычи нефти в России. До недавнего времени крупномасштабное наращивание объема добычи нефти происходило за счет постепенного вывода на проектную мощность Ванкорского (Красноярский край), Верхнечонского (Иркутская область) и Талаканского (Республика Саха) месторождений, а также ввода в разработку Северо-Талаканского месторождения. Однако все эти месторождения к настоящему времени вышли на проектный уровень разработки.
На Дальнем Востоке нефтедобывающие предприятия Сахалинской области в 2015 г. увеличили добычу нефти и конденсата до 16,7 млн т, что на 15 % больше показателя предыдущего года. На шельфе о. Сахалин добычу нефти и газа осуществляют операторы проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2» – Exxon Neftegas Limited и Sakhalin Energy. На суше – «Роснефть-Сахалин-Морнеф­тегаз», «Петросах» и ОГУП «Сахалинская нефтяная компания».
Увеличение добычи нефти происходит по проекту «Сахалин-1» (на месторождении «Аркутун-Даги»). Вместе с тем снижение добычи наблюдается на проекте «Сахалин-2» (на Пильтун-Астохском месторождении).
В европейской части России осуществляется добыча около трети всей нефти по стране (158,9 млн т). В 2015 г. прирост добычи нефти в европейской части России (3,9 млн т, 2,5 %) был сопоставим с Восточной Сибирью и Дальним Востоком. Прирост добычи обеспечивался как за счет Волго-Уральской, так и Тимано-Печорской НГП.
В Приволжском ФО, относящемся к территории Волго-Уральской НГП, добыча нефти возросла до 116,9 млн т, рост этого показателя составил 1,7 млн т (1,5 % по отношению к 2014 г.). Прирост осуществлялся практически во всех крупных центрах нефтедобычи – Республике Татарстан (2,8 %), Республике Башкортостан (2,8 %), Пермском крае (3,4 %), Самарской области (16,4 %). Исключение составила Оренбургская область, допустившая сокращение добычи нефти почти на 5 %.
В Северо-Западном ФО, включая Калининградскую область (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция), добыча нефти в 2015 г. возросла на 7,5 % – до 31,1 млн т. Положительный прирост добычи нефти осуществлялся как за счет Ненецкого АО (10,7 %), так и Республики Коми (5,2 %).
В Республике Коми в 2015 г. добыча нефти была доведена до 15,4 млн т. С 2013 г. стала восстанавливаться и возрастать добыча нефти в Ненецком АО (15,5 млн т).

Организационные особенности добычи нефти

По данным Министерства энергетики России по состоянию на 01.01.2016 г., добычу нефти и газового конденсата на территории страны осуществляли 299 организаций, из них 117 организаций входят в структуру 9 вертикально-интегрированных компаний (ВИНК), преимущественно нефтедобывающих, и две – преимущественно газо- и конденсатодобывающие. Количество независимых добывающих компаний, не входящих в структуру ВИНК, – 179. На условиях соглашений о разделе продукции в России работают 3 компании.
Около 83 % всей добычи нефти и конденсата в России приходится на семь ВИНК: «Роснефть» (включая активы «Славнеф­ти»), ЛУКОЙЛ, «Сургутнефтегаз», «Группа Газ­пром», «Татнефть», «Башнефть», «Русс­Нефть». Необходимо отметить, что с 2010 г. происходит неуклонное сокращение доли ВИНК в общероссийской добыче.
В 2015 г. добыча нефти вертикально-интегрированными компаниями снизилась по отношению к предыдущему году на 0,2 %. Основную роль в этом процессе сыграли лидеры нефтяного рынка России – ЛУКОЙЛ (снижение на 2,1 %) и «НК «Роснефть» (на 0,8 %). Кроме того, продолжили традиционное падение добычи «НГК «Славнефть» (на 4,4 %) и «НК «РуссНефть» (13,6 %). Стабилизировать добычу нефти в рамках ВИНК не удалось даже наращиванием производ­ства нефти компаниями «Газпром нефть» (на 2,1 %) и «Сургутнефтегаз» (на 0,3 %).
Очередной год подряд наращивают добычу нефти в России компании с наиболее сложной и выработанной сырьевой базой – «Татнефть» (2,7 %) и «Башнефть» (11 %). Региональные власти и соответствующие компании европейской части России внимательно следят за состоянием добычи нефти, рационально подходят к разработке существующих месторождений, методам интенсификации добычи, роли мелких и мельчайших месторождений в структуре добычи нефти.

На шельфе о. Сахалин добычу нефти и газа осуществляют операторы проектов «Сахалин–1»

и «Сахалин–2» – Exxon Neftegas Limited и Sakhalin Energy. На суше – «Роснефть–Сахалин–Морнефтегаз», «Петросах» и ОГУП «Сахалинская нефтяная компания».

Значительно поддержали добычу жидких углеводородов газовые компании России, которые наращивают добычу конденсата, – Газпром (4,8 %), «НОВАТЭК» (8,4 %), «Арктик­газ» (277 %). Кроме того, наращивают добычу нефти в России малые независимые производители, которые по итогам года нарастили добычу нефти в России суммарно до 12,9 %. Компании-операторы соглашения о разделе продукции также нарастили добычу нефти в 2015 г.
Доля государственных нефтегазовых компаний в структуре добычи нефти по стране, включая «Роснефть», Группу Газпром, «Славнефть», «Томскнефть», составляет около 50 %. За последние 15 лет с 2000 г. этот показатель увеличился почти в 4 раза (табл. 4).

В европейской части России осуществляется добыча около трети всей нефти по стране (158,9 млн т). В 2015 г. прирост добычи нефти в европейской части страны (3,9 млн т, 2,5 %) был сопоставим с Восточной Сибирью и Дальним Востоком.

«НК «Роснефть» – крупнейшая по запасам и добыче нефти компания России и один из мировых лидеров. По итогам 2015 г. снижение добычи нефти «НК «Роснефть» обусловлено выходом на проектный уровень добычи основного драйвера роста компании – «Ванкорнефти». За счет этого подразделения компании в последние несколько лет удавалось стабилизировать падение добычи нефти в Западной Сибири («РН-Юганскнефтегаз», «Самотлорнефтегаз», «РН-Пурнефтегаз» и др.). Кроме того, достаточно быстрыми темпами наметилось падение добычи нефти дочернего подразделения компании в Оренбургской области. Кроме того, существенно замедляются темпы роста добычи нефти в связи с выходом на проектную мощность месторождений в Иркутской области («ВЧНГ») и на юге Тюменской области на Уватской группе месторождений («РН-Уватнефтегаз»). Определенный технологический прорыв совершила «Роснефть» на Сахалине, в результате за 2015 г. добыча увеличилась почти в 6 раз, достигнув уровня 1,9 млн т годовой добычи.

ЛУКОЙЛ – вторая по объемам добычи нефти ВИНК. Всего компания обеспечивает 16,6 % добычи нефти в России. Продолжает быстрыми тепами сокращаться добыча на месторождениях Западной Сибири («ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»). Вместе с тем ЛУКОЙЛ осуществляет значительные усилия по интенсификации добычи тяжелой нефти на месторождениях в Республике Коми и НАО («ЛУКОЙЛ-Коми» – рост на 11 %). ЛУКОЙЛ является лидером по добыче нефти в Тимано-Печоре и осуществляет значительные усилия по интенсификации добычи нефти в этом регионе, определив его в качестве одного из приоритетных. Кроме того, наращивается добыча нефти на шельфе Каспия на месторождении им. Ю. Корчагина («ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» – рост на 13,8 %). В конце 2016 г. компания планирует завершить работы и ввести одно из крупнейших месторождений в российской акватории Каспия – месторождение им. Филановского.
По итогам 2015 г. практически все дочерние добывающие подразделения «Газпром нефти» продемонстрировали положительную динамику как в Западной Сибири («Газпромнефть-Хантос», «Заполярнефть»), так и в европейской части России («Газпром нефть Оренбург»). Более чем в три раза увеличилась добыча нефти компании на шельфе Арктики в рамках проекта разработки Приразломного месторождения. В 2015 г. фактически стартовала начальная стадия освоения нефти на шельфе Обской губы в рамках проекта разработки месторождения «Новый порт», добыча нефти на котором выросла почти в 2,5 раза («Газпром нефть Новый порт»).
По итогам 2015 г. добыча нефти «Сургутнефтегазом» увеличилась до 61,6 млн т. Ускоренное развитие сырьевой базы и добычи нефти в Республике Саха (Якутия) на Талаканском и Северо-Талаканском месторождениях позволили компенсировать падение добычи нефти в Западной Сибири.
В 2015 г. значительных успехов добилась компания «Башнефть», добыча которой в 2015 г. приросла на 11 %. Это стало возможным благодаря развитию новых проектов и внедрению технологий нефтеизвлечения на традиционных объектах. Основной вклад в увеличение добычи внесли компании «Башнефть-Полюс» и «Бурнефтегаз».

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ В РОССИИ

Отраслевые тенденции

В настоящее время в России функционируют около 35 крупных НПЗ с объемами переработки более 1 млн т в год и значительное количество малых НПЗ (МНПЗ). По общей мощности российская нефтеперерабатывающая промышленность занимает третье место в мире, уступая США и Китаю. Однако технологический уровень развития нефтепереработки в России в целом отстает от уровня развитых стран, о чем свидетельствуют низкая глубина переработки нефти и высокая доля выхода темных нефтепродуктов.
В 2015 г. общий объем переработки нефти по отношению к предыдущему году сократился – до 282,4 млн т (на 6,5 млн т, или на 3,3 %). В результате произошел перелом ранее существовавшей ярко выраженной тенденции, связанной с наращиванием объема первичной переработки нефти и доли темных нефтепродуктов в его структуре.
В нефтеперерабатывающей отрасли имеет место высокая концентрация производства – в 2015 г. более 80 % (225,1 млн т) всего объема переработки жидких УВ осуществлялось на НПЗ, входящих в состав вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний. В последние годы в нефтепереработке прослеживалась тенденция к росту доли независимых компаний в структуре первичной переработки. В 2015 г. около 17 % нефти (49 млн т) перерабатывалось крупными НПЗ, не входящими в структуру ВИНК, на долю мини-НПЗ пришлось порядка 3 % (8,5 млн т).
В настоящее время в России активно продолжается модернизация нефтеперерабатывающих заводов с целью перехода на выпуск автомобильного топлива высоких экологических классов. Это стало возможным после принятия в 2011 г. четырехсторонних соглашений между нефтяными компаниями, ФАС России, Ростехнадзором и Росстандартом, в которых были запланированы ввод в эксплуатацию 19 новых установок и завершение рекон­струкции восьми имеющихся установок вторичной переработки и облагораживания. По итогам 2015 г. на 11 из 27 установок работы завершены, а по остальным 16 срок ввода в эксплуатацию перенесен на 2016 г. и последующие годы.
По итогам 2015 г. ввод новых и реконструкция дей­ствующих технологических мощностей, реализуемых преимущественно на НПЗ ВИНК России, позволили увеличить среднюю по России глубину переработки нефти до 74,7 %. В результате произошли повышение качества выпускаемой продукции и переход на производство топлив экологического класса 5 в объемах, полностью обеспечивающих потребности внутреннего рынка.
Снижение объема переработки привело к снижению степени загрузки с 91 % до 87 % существующих технологических мощностей, уровень которых практически не изменился на протяжении последнего года. Сокращение выпуска нефтепродуктов сместил значительный акцент на экспорт сырой нефти и некоторое снижение поставок за рубеж продуктов переработки нефти.

Около 83 % всей добычи нефти и конденсата в России приходится на семь ВИНК: «Роснефть» (включая активы «Славнефти»), ЛУКОЙЛ, «Сургутнефтегаз», «Группа Газпром», «Татнефть», «Башнефть», «РуссНефть». С 2010 г. происходит неуклонное сокращение доли ВИНК в общероссийской добыче.

Однако, несмотря на стимулирование увеличения глубины переработки и подписание новых технических регламентов, в структуре выпуска нефтепродуктов в России все еще продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, прежде всего мазута и дизельного топлива. В 2015 г. доля дизельного топлива в структуре производства нефтяных топлив опередила мазут, увеличившись с 39,9 % до 41,0 %, при этом произошло сокращение производства этого нефтепродукта в абсолютном выражении – с 77 до 76 млн т. Производ­ство мазута сокращалось как в абсолютном выражении – с 78 до 71 млн т, так и в структуре производства неф­тепродуктов – с 40 % до 38 %. Вместе с тем росло производство автомобильного бензина – с 38 до 39 млн т, доля этого нефтепродукта в структуре выпуска возросла до 21 % (табл. 5).

Организационные тенденции

По итогам 2015 г. «Роснефть» подтвердила лидерство по объему первичной нефтепереработки – 75 млн т, или чуть более четверти от общего объема первичной переработки нефти в стране. Значительные объемы нефти и конденсата перерабатывают заводы «Газпром нефти» – 31,9 млн т ЛУКОЙЛа – 41,8 млн т, «Сургутнефтегаза» – 18,7 млн т, «Башнефти» – 19,3 млн т.
По итогам 2015 г. «Роснефть» допустила умеренное сокращение объема нефтепереработки как в относительном (на 2,4 %), так и в абсолютном значениях – на 1,8 млн т. Наибольшее снижение произошло на Дальнем Востоке (Комсомольском НПЗ), а также в европейской части России (Сызранском, Куйбышевском, Саратовском НПЗ). Вместе с тем существенный прирост первичной переработки осуществлялся на Туапсинском НПЗ, где последние годы происходили его реконструкция и троекратное увеличение мощностей. В результате мощность завода выросла с 4,4 млн т до 12 млн т, а глубина переработки увеличилась с 54 % до 98,5 %.

Доля государственных нефтегазовых компаний в структуре добычи нефти по стране, включая «Роснефть», Группу Газпром, «Славнефть», «Томскнефть», составляет около 50 %. За последние 15 лет с 2000 г. этот показатель увеличился почти в 4 раза.

ЛУКОЙЛ – вторая по объему перерабатываемой нефти компания России. Так, по итогам 2015 г. переработано около 41,8 млн т неф­ти, что составляет 15 % от общего объема нефтепереработки в стране. За прошедший год ЛУКОЙЛ больше всех компаний сократил объем первичной переработки (на 3,3 млн т, или на 11 %). Компания продолжает программу модернизации производственных мощностей. По итогам года на заводе «Волгограднефтепеработка» введен в эксплуатацию комплекс глубокой переработки вакуумного газойля, в результате чего выпуск дизельного топлива 5 класса увеличен на 1,8 млн т в год. Модернизация заводов направлена, прежде всего, на укрепление позиций компании на рынках стран Средиземноморья и Северо-Западной Европы.
Группа Газпром в 2015 г. показала незначительное сокращение объема переработки. В то же время происходила модернизация крупнейших НПЗ – «Газпром нефть – Омский НПЗ» и «Газпром Нефтехим Салават», в результате перерабатывающие мощно­сти сохранились на уровне 50 млн т. В результате проведенной модернизации, компания «Газпром Нефтехим Салават» на 50 % нарастила мощности по выпуску моторного топлива 4 и 5 экологического класса и увеличила глубину переработки нефти до 81,2 % (табл. 6).

Технологический прорыв совершила «Роснефть» на Сахалине, в результате за 2015 г. добыча увеличилась почти в 6 раз, достигнув уровня 1,9 млн т годовой добычи.

Осенью 2013 г. завершен первый этап модернизации Омского НПЗ, который был направлен на увеличение выпуска моторных топлив высоких экологических классов. В результате глубина переработки нефти выросла до 91 %, а общая мощность первичной переработки составила 21 млн т в год. Остальные крупные нефтеперерабатывающие компании («Сургутнефтегаз», «Славнефть», «Башнефть») продемонстрировали разнонаправленную динамику объемов переработки, обусловленную, главным образом, происходящими в отрасли активными процессами модернизации и реконструкции НПЗ.

ЭКСПОРТ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

По итогам 2015 г. вывоз сырой нефти из России за рубеж увеличился при одновременном сокращении экспорта базовых темных нефтепродуктов. Основной причиной сокращения экспорта нефтепродуктов стало уменьшение объема первичной переработки при одновременном снижении производства и экспорта мазута, который выступал в качестве аналога сырой нефти для дальнейшей переработки на основных мировых рынках сбыта.
По данным ЦДУ ТЭК, за 2015 г. экспорт нефти из России, с учетом транзита, увеличился почти на 19,7 млн т – до 259,8 млн т.
Основная часть нефти (80,9 %, или 210,3 млн т) из России в дальнее зарубежье с учетом объемов транзитной нефти экспортируется по системе «Транснефть», поставки прочими независимыми экспортными направлениями относительно невелики (11,7 %, или около 27,9 млн т). Последние годы доля поставок нефти по системе «Транснефть» существенно возрастала, что связано с наращиванием соответствующих мощностей.

На страны дальнего зарубежья приходится более 88,3 % экспортных поставок сырой неф­ти, на страны ближнего зарубежья (с учетом экспорта в государства – члены Таможенного союза) – порядка 8,3 %. Более 93 % всех поставок нефти из России приходится на российскую нефть, остальные объемы сырья поступают из Казахстана, Азербайджана и Белоруссии. Растет экспорт в страны дальнего зарубежья, при этом сокращаются поставки в страны ближнего зарубежья. Увеличивается экспорт российской нефти, при стабилизации поставок транзитной нефти.

ЭКСПОРТ НЕФТИ

Структура экспорта нефти по способам поставок

Поставки нефти по системе «Транснефти».
«Транснефть» – естественная монополия в области транспортировки нефти по трубопроводам в России. Сегодня «Транснефть» эксплуатирует более 53 тыс. км магистральных нефтепроводов и 17 тыс. км нефтепродуктопроводов. Общая прокачка нефти по системе «Транснефти» в 2015 г. увеличилась с 479,0 до 481,5 млн т относительно предыдущего года. Объем экспортных мощностей на конец 2015 г. составил 269,0 млн т/год. Экспорт нефти через систему за минувший год вырос с 196 до 210 млн т (табл. 7).
В 2015 г. – первой половине 2016 г. основными проектами АК «Транснефть», направленными на поддержание стабильных объемов экспорта нефти, прежде всего, на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона, стали:
1. Строительство магистрального нефтепровода «Заполярье – Пурпе»;
2. Строительство магистрального нефтепровода «Куюмба – Таишет»;
3. Расширение трубопроводной системы ВСТО;
4. Расширение пропускной способности нефтепровода «Сковородино – Мохэ»,
Расширение и реконструкция совместно с казахстанской стороной партнерами нефтепровода «Туймазы – Омск – Новосибирск» (ТОН-2).

В конце 2016 г. ЛУКОЙЛ планирует завершить работы и ввести одно из крупнейших месторождений в российской акватории Каспия – месторождение им. Филановского.

Морские поставки

За последние 10 лет одной из основных особенностей экспортной политики России в области поставок нефти и нефтепродуктов стало практически полное прекращение транзита через сопредельные государ­ства морские терминалы стран Балтии и СНГ (за исключением тихоокеанского направления). Значительно снизились поставки по трубопроводу «Дружба». Это связано с наращиванием экспортных мощностей на западном (Балтийская трубопроводная система) и восточном направлениях (ВСТО, поставки нефти через Казахстан).
Основные экспортные поставки российской нефти и нефтепродуктов идут через морские порты: на Черном море – Новороссийск, на Балтийском – Приморск и Усть-Луга, на тихоокеанском побережье – Козьмино. Более 30 % всех морских поставок нефти из России осуществляется через порты.
Традиционно в структуре экспорта нефти из России в дальнее зарубежье доминируют морские поставки по системе АК «Транснефти» (в 2015 г. – 132,3 млн т, или 55,5 %), основная часть морских терминалов подк­лючена к системе «Транснефти». В 2015 г. в структуре поставок нефти в дальнее зарубежье суммарный объем экспорта через морские терминалы значительно возрос (на 9,5 %) относительно 2014 г., что связано с расширением и наращиванием пропускной способности через порт Козьмино, а также Балтийскую трубопроводную систему.

Более чем в три раза увеличила добычу нефти «Газпром нефть» на шельфе Арктики в рамках проекта разработки Приразломного месторождения.

Новороссийский морской торговый порт – крупнейший российский порт в Черноморском бассейне. Объем перевалки российской нефти в 2015 г. составил 30 млн т, включая транзит. Несмотря на снижение в последние годы перевалки через порт Приморск на Финском заливе, он по-прежнему является крупнейшим портом отгрузки российской нефти. В 2015 г. экспорт нефти через терминал даже несколько возрос (на 2,8 млн т) до 45 млн т. Часть переваливаемых в Приморске объемов углеводородов оттянул на себя введенный в строй весной 2012 г. нефтяной терминал в Усть-Луге. По итогам 2015 г. экспорт через Усть-Лугу возрос с 23,2 до 26,8 млн т.
Всего через Балтийское море, с учетом отгрузки на терминале Усть-Луга, поставляется более 71,8 млн т нефти, что составляет 46,8 % от объема экспорта нефти морским транспортом.
В конце 2009 г. введен в эксплуатацию крупнейший российский нефтеэкспортный терминал на востоке России – спецморнефтепорт (СМНП) Козьмино (Приморский край). Экспорт особого восточносибирского сорта нефти ESPO из нефтеналивного порта Козьмино в 2015 г. составил 30,4 млн т, что на 5,5 млн т больше, чем в 2014 г. План на 2016 г. составляет 31 млн т.
Основными получателями восточносибирской нефти в 2015 г. стали: Китай – 14,7 млн т (48,3 %), Япония – 8,7 млн т (28,7 %), Южная Корея – 3,2 млн т (10,5 %). В направлении США, Сингапура и Новой Зеландии отгружено по 0,7 млн т (2,3 %), Филиппин – 0,6 млн т (1,9 %), Таиланда – 0,5 млн т (1,6 %), Тайваня – 0,3 (1 %), Малайзии 0,2 млн т (0,8 %). Впервые в 2015 г. получателем партии нефти ESPO из порта Козьмино стал Вьетнам – 0,1 млн т (0,3 %).

Трубопроводные поставки

Экспортные трубопроводные поставки нефти через систему «Транснефти» осуществляются на западном направлении в Европу по нефтепроводу «Дружба» и восточном направлении – по системе ВСТО с выходом на Китай («Сковородино–Мохэ») и к морскому экспортному терминалу Козьмино на Дальнем Востоке.
В 2015 г. прекратилось снижение экспорта нефти по неф­тепроводу «Дружба» и поставки возросли до 53,5 млн т. В 2015 г. происходила активная реконструкция трубопровода «Дружба». «Транснефть» полностью завершила работы по реконструкции участка линейной части магистрального нефтепровода «Куйбышев – Унеча – 2» («Дружба – 2»).
В 2015 г. ряд европейских потребителей выразили обеспокоенность ухудшением качества российской нефти. Происходит прирост ежегодных поставок высокосерни­стой нефти в систему «Транснефти» на 1,5 – 2,5 млн т. В связи с этим одним из решений проблемы является выделение отдельного высокосернистого потока, который будет экспортироваться из порта Усть-Луга на Балтике. Это позволит забирать из системы до 30 млн т нефти, что, безусловно, будет положительно влиять на качество нефти в системе.
Железнодорожные поставки неф­ти через систему «Транснефти»
С декабря 2015 г. «Роснефть» начала поставлять нефть в Китай через неф­теналивную станцию «Мегет», принадлежащую «Транснефти». В декабре было отгружено порядка 20 тыс. т неф­ти. Сегодня подтверждена техническая возможность на осуществление железнодорожных отгрузок нефти в Китай через ПНН «Мегет» в объеме до 3 млн т в год.
В 2015 г. осуществлялись также поставки нефти по железной дороге в направлении порта Козьмино в объеме 1,2 млн т. План на 2016 г. – 1 млн т. Со второго квартала 2016 г. поставки по железной дороге будут прекращены, так как это стало экономически невыгодным.

Поставки нефти, минуя магистральные нефтепроводы

Часть нефти экспортируется из России через терминалы, не входящие в систему «Транснефти», – Де-Кастри (Хабаровский край), Корсаков (о. Сахалин), Варандей, Витино, Санкт-Петербургский торговый порт, Белокаменка (Архангельск), Калининградский торговый порт и др.
Организационная структура экспорта нефти из России
В 2015 г. рост объема экспорта нефти с таможенной территории Российской Федерации был отмечен по всем группам производителей:
по группе ВИНК - на 17,5 млн т (9,0 %);
по группе независимых производителей – на 3,0 млн т (10,9 %);
по операторам СРП - на 0,4 млн т (2,7 %).
В организационной структуре экспорта нефти по неф­тепроводам доминируют компании: «Роснефть», экспорт нефти которой возрос почти на 4 % – до 97,5 млн т, «Сургутнефтегаз» – 29,9 млн т (рост экспорта на 15  %) и ЛУКОЙЛ – 22,6 млн т (рост экспорта на 17 %).

Экспорт нефти с дифференциаций по рынкам сбыта

Поставки нефти в Европу из России на протяжении последних нескольких лет сокращаются (табл. 8). Хотя в связи с резким сокращением поставок сырой нефти в 2014 г. экспорт сырья на Атлантическом направлении в 2015 г. несколько возрос относительно предыдущего года. Европейские производители в 2015 г. увеличивали закупки ближневосточной нефти. Однако продажи неф­ти Саудовской Аравией в Европу были незначительными и не подпадали под характер маркетингового завоевания рынка.
Ежегодно существенно растет объем экспорта из России в страны АТР. Эта тенденция будет продолжаться. Компания «Роснефть» в 2016 г. намерена прокачать дополнительно 5 млн т нефти в направлении Китая по соглашению с китайской China National Petroleum Company. Китайская сторона подтвердила, что в этом году будет готова принять дополнительно 1,5 млн т по трубопроводу «Сковородино–Мохэ». В результате остаются нераспределенными порядка 3,5 млн т, которые китайская сторона должна получить через порт Козьмино. Крупнейший импортер российской нефти в АТР – Китай. В 2015 г. общий объем поставок в Китай составил почти 37 млн т.

ЭКСПОРТ НЕФТЕПРОДУКТОВ

По итогам 2015 г. добыча нефти «Сургутнефтегазом» увеличилась до 61,6 млн т.

В соответствии с данными Росстата и ФТС экспорт нефтепродуктов в 2015 г. составил около 171,7 млн т, что на 3,8 % выше уровня предыдущего года. В структуре экспорта нефтепродуктов по-прежнему наибольший вес составляют поставки низкокачественных темных нефтепродуктов. Снижение производства мазута в России связано не столько со снижением экспорта, сколько с сокращением поставок на внутренний рынок (табл. 9).

В 2015 г. значительных успехов добилась компания «Башнефть», добыча которой в 2015 г. приросла на 11%.

Последние годы идет масштабное строительство нефтепродуктопроводной инфраструктуры в России в рамках проектов «Север» и «Юг».
Цель нефтепродуктопроводного проекта «Север» – наращивание экспорта дизельного топлива через порт Приморск на Балтике. Если в 2012 г. в направлении порта Приморск было перекачано 6,5 млн т топлива, в 2013 г. – уже 9,3 млн т, в 2014 – 12,2 млн т, то в 2017 г., благодаря применению противотурбулентных присадок, планируется – 17,4 млн т, а в 2019 г. намечено выйти на проектный уровень 25 млн т.
Портовая инфраструктура Азово-Черноморского бассейна – вторая по объемам перевалки нефтеналивных грузов. В Новороссийске сегодня работают три крупных терминала, включая перевалочный комплекс (ПК) «Шесхарис». По итогам прошлого года комплекс нарастил объемы перевалки нефтепродуктов до 9,6 млн т. На ПК «Шесхарис» планируется и дальше наращивать объем перевалки нефтепродуктов до 20 млн т в 2020 г. Это произойдет за счет реконструкции, развития терминала, а также реализации проекта «Юг». В итоге объем перевалки нефтепродуктов в порту Новороссийск может достигнуть 30 млн т в год.

По итогам 2015 г. ввод новых и реконструкция действующих технологических мощностей, реализуемых, преимущественно на НПЗ ВИНК России, позволили увеличить среднюю по России глубину переработки нефти до 74,7 %.

Литература

1. Конторович А.Э., Эдер Л.В. Новая парадигма стратегии развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Российской Федерации // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2015. № 5. С. 8 – 17.
2. Конторович А.Э., Эдер Л.В., Филимонова И.В., Мишенин М.В. Роль уникальных и крупных месторождений в нефтяной промышленности России: ретроспектива, современное состояние, прогноз // Энергетическая политика. 2016. № 2. С. 34 – 43.
3. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Моисеев С.А. Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: тенденции, проблемы, современное состояние // Бурение и нефть. 2015. № 12. С. 3 – 12.
4. Мкртчян Г.М., Эдер Л.В., Филимонова И.В. Эффективность управления компаниями нефтегазовой отрасли России в условиях кризиса // Менеджмент в России и за рубежом. 2016. № 2. С. 48 – 57.
5. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Проворная И.В., Немов В.Ю. Основные проблемы инновационного развития нефтегазовой отрасли в области добычи нефти и газа // Бурение и нефть. 2014. № 4. С. 16 – 23.
6. Громов А.И. Перспективы развития российской нефтяной отрасли в условиях турбулентности на мировом нефтяном рынке // Бурение и нефть. 2016. № 2. С. 6 – 11.
7. Шафраник Ю.К., Крюков В.А. Нефтегазовый сектор России: трудный путь к многообразию. М.: Изд-во «Перо», 2016.
8. Шафраник Ю.К., Бушуев В.В., Мастепанов А.М. Потенциал «энергетической цивилизации» и геополитика // Энергетическая политика. 2015. № 5. С. 3 – 11.
9. Токарев А.Н. Инновации как предпосылка стабилизации нефтедобычи в Западной Сибири // Сибирская финансовая школа. 2015. № 6 (113). С. 105 – 110.

1. Kontorovich A.E., Eder L.V. A new paradigm of strategy of development of resource base of Russian Federation oil industry // Mineral resources of Russia. Economy and management. 2015. No. 5. Pp. 8 – 17.
2. Kontorovich A.E., Eder L.V., Filimonova I.V., Mishenin M.V. The role of unique and large fields in the oil industry of Russia: retrospective, current status, forecasts // Energy policy. 2016. No. 2. Pp. 34 – 43.
3. Eder L.V., Filimonova I.V., Moiseev, S.A., Oil and gas complex of Eastern Siberia and the Far East: trends, issues, current status // Drilling and oil. 2015. No. 12. Pp. 3 – 12.
4. Mkrtchyan G.M., Eder L.V., Filimonova I.V. The effectiveness of companies management in the oil and gas industry of Russia in conditions of crisis // Management in Russia and abroad. 2016. No. 2. Pp. 48 – 57.
5. Eder L.V., Filimonova I.V., Provornaya I.V., Nemov V.Yu., The main problems of innovative development of the oil and gas industry in the oil and gas field// Drilling and oil. 2014. No. 4. Pp. 16 – 23.
6. Gromov A.I. Perspectives of development of the Russian oil industry in the world oil market turbulence// Drilling and oil. 2016. No. 2. Pp. 6 – 11.
7. Shafranik Yu.K., Kryukov, V.A. Oil and gas sector of Russia: the difficult way to diversity. M.: Publishing House: «Pero», 2016.
8. Shafranik Yu.K., Bushuev V.V., Mastepanov A.M. Potential of «energy civilization» and geopolitics // Energy policy. 2015. No. 5. Pp. 3 – 11.
9. Tokarev A.N. Innovation as a prerequisite to the stabilization of oil production in Western Siberia // Siberian financial school. 2015. No. 6. Pp. 105 – 110.