Россия: неопределенные перспективы Дальневосточного нефтехимического кластера

Идея нефтехимического комплекса “Роснефти” в Приморье эволюционировала от модели “нефтехимия с элементами нефтепереработки” к конструкции “НПЗ с элементами нефтехимии”, повторяя при этом судьбу Приморского НПЗ. Эта схожесть проявляется не только в событийной аспекте, но и в технологическом. По имеющейся информации, производственный профиль Приморского НХК все меньше напоминает завод нефтехимический, все больше – нефтеперерабатывающий. Это косвенно свидетельствует о том, что внутри “Роснефти” имеют место различные точки зрения на проект. И побеждает, видимо, та, которая считает госкомпанию прежде всего нефтяной, для которой нефтехимия как была, так и будет бизнесом непрофильным и во многом побочным. Никакие государственные лозунги не в состоянии переломить такое положение вещей.

Проект Приморского нефтехимического комплекса “Восточной нефтехимической компании” (ВНХК, “дочка” “Роснефти”), который, согласно “Плану 2030” должен стать ядром Дальневосточного нефтегазохимического кластера, после долгого перерыва вновь попал в поле зрения. В апреле появилось сообщение о том, что программа инженерных изысканий по части проектной документации, касающейся морского терминала и водозаборов, получила отрицательное заключение государственной экологической экспертизы. Соответствующий приказ №165 был подписан 27 марта 2013 г. В том же документе Росприроднадзора фигурирует еще одна запись касательно этого проекта. Указывается, что на государственную экологическую экспертизу не был принят пакет “Разработка проектной документации объектов нефтехимического комплекса… Этап 1” по причине “некомплектности материалов”. Сами по себе эти события не играют критической роли для проекта и являются рабочими. Замечания экологической экспертизы будут учтены, документы получат положительное заключение. С точки зрения информации о статусе проекта эти факты важны как первые официальные свидетельства того, что разработка проектной документации “Восточной нефтехимической компании” идет и готова к различным экспертизам. В дальневосточных СМИ сообщения о том, что базовые проекты основных установок завершены, а полностью завершить проектирование предполагалось к концу 2012 г., появились в ноябре 2012 г. со слов представителей ВНХК. Официальный ответ “Роснефти” на запрос “Рупека” звучит так: “В настоящее время проектная документация объектов первого этапа строительства нефтехимического комплекса “Восточная нефтехимическая компания” проходит процедуру государственной экоэкспертизы”.

Нельзя не обратить внимания на одно любопытное совпадение. В марте 2010 г., за 3 года до мартовского приказа Росприроднадзора №165, аналогичное отрицательное заключение государственной экологической экспертизы получила проектная документация по морской части (те же морской терминал, водозабор морской воды, рассеивающий выпуск очищенных стоков) объекта “Приморский нефтеперерабатывающий завод мощностью 20 млн. т/год”.

Совпадение это смотрится более рельефно, если принять во внимание, что сегодняшний проект ВНХК практически копирует судьбу Приморского НПЗ, а именно: как тогда, так и сейчас инициатива “Роснефти” попала под жесткий прессинг местных экологов и населения, часть из которых выступают против строительства в целом, некоторые – против выбора конкретной площадки.

Свои объекты ВНХК собирается разместить рядом с одним из микрорайонов Находки севернее русла реки Глинка на побережье бухты Врангеля – в непосредственной близости от порта “Восточный” и рядом с недостроенным нефтепродуктовым терминалом “Роснефти”, где планируется создать перегрузочный терминал уже нефтехимического комплекса. Разногласия между ВНХК и экологами и населением обозначился летом 2011 г., когда после публичного обсуждения разделов технического задания на проектирование координационный совет по проблемам экологии Приморского края обратился к тогдашнему губернатору Сергею Дарькину с просьбой перенести завод. С тех пор вал негативных публикаций о проекте в местной общественной и экологической прессе начал нарастать. В ответ последовали публикации в поддержку проекта, в итоге полемика развернулась нешуточная. В частности, “Роснефти” предлагалось перенести площадку строительства. В качестве альтернативных мест предлагались, например, залив Рында, побережье Ольгинского района края, мыс Голый, поселок Рудная Пристань.

В конце июля 2012 г. представители ВНХК, проектных институтов (материалы ОВОС разрабатывал, например, “Омскнефтехимпроект”) и краевой администрации провели встречу с жителями микрорайона Врангель, на которой разъяснили собравшимся (по сообщениям СМИ – порядка 300 человек) суть проекта, его социально-экономическую значимость и экологическую безопасность. С середины декабря 2012 г. по 20 февраля 2013 г. состоялись общественные обсуждения материалов предварительной ОВОС “по объектам строительства нефтехимического комплекса в Находке, подлежащих Государственной экологической экспертизе” (цитата по “Роснефти”).

В начале января стартовала и общественная экологическая экспертиза проектной документации. 18 января 2013 г. “Роснефть” выпустила сообщение, в котором общественные слушания были названы состоявшимися, оценены компанией в целом положительно. Также говорилось, что предложения и замечания участников слушаний будут анализироваться и приниматься во внимание при доработке проектной документации. 27 февраля 2013 г. “в связи с завершением процедуры второго этапа общественных обсуждений предварительного варианта материалов оценки воздействия на окружающую среду…, учитывая положительные результаты общественных обсуждений и мнение населения” Дума Находкинского городского округа решением №157 одобрила реализацию проекта по строительству нефтехимического комплекса на территории округа. Впрочем, далеко не все оказались согласны с такими выводами. В день окончания общественных слушаний было опубликовано довольно бессвязное открытое письмо от лица жителей района в адрес главы “Роснефти” Игоря Сечина и гендиректора ВНХК Юрия Касюка. В нем выражался протест против строительства комплекса на юге края, высказывались предложения по рассмотрению альтернативных площадок, содержались требования проведения ОВОС не только по объектам, подлежащие обязательной государственной экологической экспертизе (а это объекты, имеющие отношение только к акватории моря), но по всем объектам комплекса, после чего провести повторное общественное обсуждение.

22 февраля 2013 г. свое заявление в прокуратуру Находки направил член общественной экологической организации “Зеленый крест”, в котором описал факты, которые в его интерпретации являются нарушениями закона в части процедуры проведения общественного обсуждения. В частности, автор заявления недвусмысленно давал понять, что, по его мнению, большая часть проголосовавших была организованно доставлена в общественную приемную ВНХК и соответствующим образом ориентирована самой “Роснефтью”. В конце марта Росприроднадзор выдал отрицательное заключение по программе инженерных изысканий по морской части проекта и за некомплектностью материалов не принял общую проектную документацию комплекса. Согласно Федеральному закону “Об экологической экспертизе” материалы общественных слушаний и общественной экологической экспертизы должны входить в пакет документов, подаваемый на государственную экологическую экспертизу.

Но аналогии с проектом Приморского НПЗ прослеживаются не только в общественной судьбе проекта ВНХК, но и в вещах чисто технологических. Конфигурация Приморского нефтехимического комплекса (кроме общих фактов) “Роснефтью” так и не была публично озвучена. Загадкой остается процесс эволюции взглядов “Роснефти” на свой восточный комплекс. Тем не менее, “Рупеку” удалось найти кое-какую информацию о ранних и более поздних вариантах конфигурации ПНХК в открытых источниках.

В первом случае речь идет о презентации технического директора “Ленгипронефтехим” Олега Кашина, представленной в конце 2011 г. на конференции по нефтепереработке и нефтехимии в Женеве. Этот институт, как говорится на официальном сайте “Ленгипронефтехима”, в 2011 г. занимался подготовкой документации под названием “Декларация о намерениях инвестирования в строительство нефтехимического комплекса (Находка) мощностью 10 млн. т/год по углеводородному сырью Восточной нефтехимической компании”. На первом этапе развития комплекс был ориентирован на привозное сырье общим объемом 3,4 млн. т/год, из которых самая значимая часть – 2 млн. т – нафта с самого близко расположенного завода – Комсомольского НПЗ. Оттуда же предполагалось доставляться 200 тыс. т СУГ. В остальном на первом этапе развития Приморский нефтехимический комплекс в видении “Ленгипронефтехима” с точки зрения глубины переделов и ассортимента мало отличался от большинства проектов подобного уровня: крупный пиролиз (1,324 млн. т этилена) и мощные производства полиолефинов. Единственное отличие: предполагалась возможность производства линейных альфа-олефинов как для выпуска линейного полиэтилена (причем не только с бутеном-1, но и гексеном-1), так и для экспорта более тяжелых олефинов С8-С10. Кроме того, приморский проект от континентальных аналогов отличала ориентация на крупные мощности по моноэтиленгликолю. Причина лежит на поверхности: любое крупное “внутреннее” производство МЭГ, ориентированное на экспорт (причем морской экспорт), вряд ли будет достаточно эффективно по причине высокой стоимости железнодорожной перевозки этого продукта. А вот размещение мощности непосредственно у моря оправданно, тем более, что МЭГ весьма востребован на азиатских рынках, в том числе и для производства терефталевых полиэфиров. Можно сделать также вывод о том, что предполагался рецикл фракций С4 и С5.

На втором этапе развития комплекс не сильно усложнялся. Добавлялся блок первичной атмосферно-вакуумной перегонки нефти на 5 млн. т, а также блок гидроочистки дизельного топлива на 1,5 млн. т и установка производства серы. Нефть предполагалось брать, очевидно, из трубопровода ВСТО. Согласно документам “Транснефти”, монополия выдала “Восточной нефтехимической компании” технические условия на подключение к магистральным нефтепроводам 14 ноября 2012 г. Соответствующее заявление было подано в конце сентября 2012 г. Как заявлял заместитель вице-президента “Транснефти” Игорь Кацал, подключение ВНХК к ВСТО намечено на 2017 г.

Блок АВТ, по замыслу “Ленгипронефтехима”, должен был давать пиролизу чуть менее 1 млн. т прямогонной фракции и около 250 тыс. т СУГ. Это позволяло на втором этапе исключить железнодорожную доставку сырья из Ачинска. Что касается более тяжелых фракций, то предполагалась только гидроочистка дизельного топлива, все остальное – керосин, мазут, вакуумный газойль – сразу на реализацию. Бензиновые фракции установки ГО – на пиролиз.

Третий этап проекта отличался от предыдущего тем, что блок АВТ дополнительно дозагружался 1,5 млн. т газового конденсата. Это позволяло направить на пиролиз порядка 330 тыс. т СУГ собственного производства. Из привозного сырья непосредственно на пиролиз должно было направляться 200 тыс. т СУГ с Комсомольского НПЗ. Остальное – привозное сырье, в том числе и вновь возникающие поставки с Ачинского НПЗ, по идее, должны были направляться на блок гидроочистки и вторичной перегонки бензинов. Туда же была ориентирована бензиновая фракция с АВТ. Далее на пиролиз задумывалось подавать всю легкую фракцию НК-65°С (около 1,5 млн. т) и часть фракции 65-180°С. Оставшаяся часть – более 2 млн. т – должна была направляться на предусмотренный третьим этапом развития комплекс ароматики на 2,5 млн. т по сырью. Туда же в качестве сырья заходят пироконденсат пиролиза и “хвосты” производства стирола. Продукцией КПА должны были стать 700 тыс. т бензола и более 1,2 млн. т паракислола. Бензиновые фракции КПА предполагалось возвращаться на пиролиз. Этиленовая цепочка на третьем этапе пополнялась производством этилбензола (на которое должно было оттягиваться около 450 тыс. т бензола с КПА) и стирола в качестве конечного товарного продукта.

В схеме третьего этапа по версии “Ленгипронефтехима” обращает на себя внимание отсутствие логичного при наличие больших количеств МЭГ и параксилола производства ТФК и ПЭТФ. А также производства полистирола. В итоге, даже при полном развитии конечными продуктам комплекса должны были стать только полиолефины, сера, товарное дизельное топливо и керосин. Все остальное являлось полуфабрикатами: вакуумный газойль, стирол, параксилол, МЭГ, мазут и СПТ. Какие аргументы побудили на начальных этапах разработчиков именно на такое не особо глубокое конфигурирование переработки углеводородного сырья, не ясно. Вместе с тем, вариант концепции комплекса от “Ленгипронефтехима” все же в большей степени нефтехимический, чем нефтеперерабатывающий.

Однако реализуемая сегодня технологическая конфигурация комплекса иная, нежели в презентации “Лен-гипронефтехима”. Об этом можно судить по косвенным данным. Таких детальных схем, как у О. Кашина, конечно, нет, однако есть в целом довольно информативная презентация Юрия Касюка, генерального директора ВНХК, представленная в мае 2012 г. на конференции “Развитие нефтегазохимического кластера в Приморском крае”. Из нее следует фундаментальный вывод: конфигурация комплекса на полное развитие в значительно большей степени ориентирована на товарные топливные продукты, чем версия петербургского проектного института.

Во-первых, презентация вносит определенную ясность касательно доставки нафты с НПЗ “Роснефти”. Что касается Ачинского НПЗ и Ангарской НХК, то тут альтернатив нет, доставка будет осуществляться железнодорожным транспортом на существенные дистанции: 5514 км и 4279 км соответственно. Но основная часть сырья – 2 млн. т из общих 3,2 млн. т нафты, – с Комсомольского НПЗ будет прокачиваться по нефтепродуктопроводу до порта Де-Кастри (313 км), где переваливаться на танкера и направляться в район бухты Врангеля. Упомянутый проект продуктопровода находится на этапе проектирования (его особенность – одна труба для трех видов нефтепродуктов, которые предполагается прокачивать последовательно) и, как заявил в конце ноября 2012 г. Игорь Сечин, будет введен в эксплуатацию в первом полугодии 2015 г., то есть до пуска Приморского нефтехимического комплекса. Таким образом, для 65% сырьевой загрузки завода на первом этапе развития полностью исключается железнодорожная составляющая, а задействуются самые дешевые виды транспорта – трубопроводный и морской. В какой-то степени этот факт дезавуирует обсуждаемый не так давно тезис о глубокой заведомой неэффективности сырьевого обеспечения комплекса по причине протяженного транспортного плеча.

Согласно презентации Ю. Касюка, на первом этапе (он должен быть реализован к концу 2016 г.) комплекс из 3,4 млн. т сырья будет производить следующие продукты:

В принципе, по набору продуктов очень похоже на первый этап проекта в версии “Ленгипронефтехима”. Однако есть и важные отличия. Во-первых, очевидно, в текущий версии технологической конфигурации решено отказаться от рецикла С4, о чем свидетельствует как наличие бутадиена среди товарной продукции, так и существенно большое соотношение пропилен/этилен. Если в варианте “Ленгипронефтехима” оно составляет 0,42, то из данных Ю. Касюка следует порядка 0,63. Кроме того, обращает на себя внимание слишком малое количество смолы пиролиза и бензола, больше – бензина пиролиза.

На втором этапе (согласно презентации, проект предусматривает только два этапа), который должен быть реализован к концу 2017 г., комплекс должен дополниться установкой переработки нефти на 7 млн. т, а объем привозного сырья сократиться до 2,2 млн. т. Можно предположить, что эта цифра подразумевает исключение сырья с дальних НПЗ “Роснефти” – Ачинского и Ангарского. Набор продуктов на втором этапе в презентации указан следующий:

Суммарно получается 6,9 млн. т. Впрочем, отмечается, что на втором этапе будет производиться полипропилен в объеме 1170 тыс. т. Какова же конфигурация второго, “нефтяного” сегмента комплекса? В схематичном изображении генплана комплекса указываются следующие установки: ЭЛОУ-АВТ-7, каталитический крекинг, алкилирование, комплекс ароматики, блок гидроочистки, установка производства серы, а также установки из первого этапа – пиролиз, установки полиэтилена и полипропилена, линейных альфа-олефинов, моноэтиленгликоля. Также указана ТЭС – проект предполагает создание в рамках комплекса теплоэлектростанции электрической мощностью 685 МВт и тепловой мощностью 1054 Гкал. Летом 2012 г. сообщалось, что “Роснефть” заключила договор с GE Energy Products France SNC на поставку 5 комплектов газотурбинных агрегатов. Любопытно, что в презентации Ю. Касюка установкой переработки остатков АВТ на схематичном генплане комплекса указана УЗК, а в презентации Игоря Зуги, на тот момент генерального директора “Омскнефтехимпроекта”, которая делалась на той же конференции, в упрощенной схеме комплекса фигурирует висбрекинг. О том, какую роль эта организация играет в проекте, сообщает ее официальный сайт в разделе “Текущие проекты”: “Разработка проектной и рабочей документации объектов нефтехимического комплекса ЗАО “Восточная нефтехимическая компания”. Такой разброс информации от заказчика и проектировщика однозначно указывает на отсутствие окончательных решений по проекту. А такая ситуация способствует затягиванию сроков реализации. Презентация И. Зуги дает дополнительную информацию о составе установок Приморского комплекса. На упрощенной потоковой схеме фигурируют установки этиленбензола и стирола, а также установка МТБЭ и станция смешения бензинов.

Описанный выше набор установок нефтепереработки в принципе самодостаточен. И пиролизный комплекс, и все нефтехимические производства смотрятся на его фоне как “пятая нога”. Почему же конечный вариант технологической схемы комплекса настолько обогащен сугубо топливными установками? Ответ может заключаться в том факте, что в презентации Ю. Касюка нет ни слова про газовый конденсат. Более того, касательно сырья 2 этапа развития однозначно написано “Нефть 7 млн. т”. Отказ же от конденсата в качестве сырья АВТ автоматически приводит к увеличению выхода вакуумного газойля примерно в 1,5 раза от параметров схемы “Ленгипронефтехима”. Очевидно, что если 1 млн. т ВГО в качестве продукции потерпеть еще можно, то 1,5 млн. т уже нет. Отсюда возникает комплекс каткрекинга. Причем, скорее всего, в варианте FCC в пропиленовом режиме, поскольку бросается в глаза очень высокое соотношение пропилен/этилен среди продукции комплекса, что наталкивает на мысль о дополнительном источнике пропилена. Да и отказ от завозной нафты с Ачинского и Ангарского заводов вынуждает идти на каткрекинг, потому что пиролиз забирает все бензиновые фракции и СУГ (даже с учетом газов гидроочистки бензинов, бензина коксования или висбрекинга, отгонного бензина гидроочистки средних дистиллятов, газов и рафината КПА) и не оставляет сырья для загрузки комплекса ароматики. В итоге количество пара-ксилола вдвое меньше, чем в варианте ЛНХП. Кроме того, не ясна судьба бензола с КПА, поскольку возникающее для синтеза количество бензола в цепочке стирола полностью закрывается производительностью одного лишь пиролиза. Установки МТБЭ и алкилирования – естественные следствия появления каткрекинга и необходимости утилизации изобутилена и бутена-1.

Все рассуждения выше справедливы при допущении, что газовый конденсат исключен из сырья пиролиза. Очень может быть, что это не так и конденсат не упомянут в презентации Ю. Касюка для простоты изложения. Видимо, “Роснефти” не удалось преодолеть свойственный ей отраслевой консерватизм и отказаться от милых сердцу бензинов, керосина и мазута. Иными словами, Приморский нефтехимический комплекс можно с той же степенью точности именовать и Приморским НПЗ. Как это и было когда-то.

ЗАО “Восточная нефтехимическая компания” уже включено в “Реестр проектируемых, строящихся и введенных в эксплуатацию нефтеперерабатывающих заводов в Российской Федерации” 15 августа 2012 г. Может быть, проект переживает просто очередную стадию концептуального оформления и борьба мнений приведет к тому, что состав установок может поменяться еще раз. В подтверждение этого можно привести слова источника в “Роснефти”, который охарактеризовал состояние проекта как “зачаточное”. Понятно, что это не способствует скорейшей реализации. А если так, то судьбу Дальневосточного нефтегазохимического кластера можно назвать если не безнадежной, то уж точно неопределенной. (rupec.ru/Химия Украины, СНГ, мира)