Xxxxxx XX.XXXXXX
Xxxxxxx XX.XXXXXX
Атырауский нефтеперерабатывающий завод (АНПЗ, Atyrau Oil Refinery) расположен в г. Атырау, является НПЗ полного цикла с проектной мощностью первичной переработки 5,5 млн т/год и ведёт эксплуатацию с 1945 года. Владельцем и оператором выступает АО «НК КазМунайГаз» (КМГ) с долей 99,53 % (99 % в корпоративной карточке на сайте завода). Технологическая схема включает две линии первичной переработки (ЭЛОУ-АТ-2 и ЭЛОУ-АВТ-3), блоки каталитического риформинга (включая CCR-риформинг и экстракцию бензола), комплекс ароматических углеводородов (КПА/ParamaX), комплекс глубокой переработки нефти (КГПН) с установкой замедленного коксования (УЗК) и установкой каталитического крекинга R2R, а также гидроочистку/изомеризацию бензиновых фракций и гидроочистку/депарафинизацию дизельного топлива. По данным площадки, достигнутая глубина переработки — до 86,4 %.
Роль в отрасли
АНПЗ входит в тройку ключевых НПЗ Казахстана и является производственной площадкой КМГ, выпускающей также нефтехимические продукты — бензол и параксилол (сырьё для ТПА/ПЭТ), что формирует связку НПЗ-нефтехимия в портфеле группы. В структуре рынков КМГ завод относится к активам, обеспечивающим углубление переработки и повышение выхода светлых нефтепродуктов, что подтверждается ростом показателя глубины в 2024 г. на уровне группы.
Производственные показатели
В 2023 году переработано 5 475,46 тыс. т сырья; глубина переработки составила 82,09 %, выход светлых нефтепродуктов — 66,85 %. Сводные данные группы подтверждают объём переработки по АНПЗ за 2023 год на уровне 5 475 тыс. т (net-to-KMG). Выпуск по ключевым позициям за 2023 год: автобензины — 1 677 тыс. т, дизельное топливо — 1 947 тыс. т, авиакеросин — 184 тыс. т, сжиженные газы — 194 тыс. т; выполнены плановые цели по годовой программе. В 2024 году на фоне программ оптимизации и повышения эффективности глубина переработки на площадке выросла до 85,06 % (оценка по группе).
Производственная структура и технологии
Первичная переработка обеспечивается установками ЭЛОУ-АТ-2 и ЭЛОУ-АВТ-3, формирующими поток нафтовых, керосиновых и газойлевых фракций для последующих процессов. Бензиновая секция включает CCR-риформинг с блоком экстракции ароматических углеводородов (секция «Morphylane», производительность 271 тыс. т/год по извлекаемым ароматическим), а также гидроочистку нафты Naphtha HT (1 420,88 тыс. т/год) и изомеризацию ParIsom для выпуска компонентов бензинов класса К-4/К-5. Комплекс ароматических углеводородов (ParamaX) включает предварительную фракционизацию/экстракцию, изомеризацию ксилолов (XyMax) и выделение параксилола; проектные мощности: бензол — 133 тыс. т/год, параксилол — 496 тыс. т/год. Комплекс глубокой переработки нефти (введён после пусконаладки 2017–2018 гг.) включает УЗК и каталитический крекинг R2R; для FCC указана мощность 2 388,54 тыс. т/год по сырью. На «чёрной» нитке действует УЗК (модернизирована до 720 тыс. т/год по сырью) и установка прокалки нефтяного кокса (УПНК) 140 тыс. т/год по сырому коксу. Поддерживающие блоки включают производство/очистку водорода, производство серы (в т. ч. с кристаллизацией), общезаводскую факельную систему, а также биологические и механические очистные сооружения.
Действующие установки Атырауского НПЗ
Установка / секция | Технологии / лицензиар | Проектная мощность | Год ввода / модернизации |
|---|---|---|---|
ЭЛОУ-АТ-2 (атмосферная перегонка и электрообессоливание) | Технологическая схема ЭЛОУ-АТ; генпроектировщик Азгипронефтехим (Баку). | 2,0 млн т/год. | 1945 г.; модернизация 2006 г. |
ЭЛОУ-АВТ-3 (атмосферно-вакуумная перегонка) | Технологическая схема ЭЛОУ-АВТ; генпроектировщик Азгипронефтехим (Баку). | 3,0 млн т/год. | 1969 г.; модернизации 1994–2010 гг. (в т. ч. замена печей и КИП). |
Каталитический риформинг CCR с блоком извлечения бензола | CCR; экстракция бензола/толуола Morphylane; блок разделения бензола. | н/д | н/д |
Каталитический риформинг ЛГ-35-11/300-95 (риформинг с непрерывной регенерацией на катализаторах UOP) | Риформинг; катализаторы UOP. | 395 тыс. т/год. | 1971 г.; модернизации 1985–2001 гг. (катализаторы/оборудование). |
Установка по производству ароматических углеводородов (ParamaX) — секция Eluxyl (предфракционирование ксилолов) | Eluxyl (бренд процесса). | 147 тыс. т/год. | н/д |
ParamaX — секция XyMax (изомеризация ксилолов) | XyMax (бренд процесса). | 191,5 тыс. т/год. | н/д |
ParamaX — секция получения ксилолов (параксилол) | Комплекс ParamaX (бренд); секция получения ксилолов. | 496 тыс. т/год параксилола. | н/д |
ParamaX — секция TransPlus (трансалкилирование) | TransPlus (бренд процесса). | н/д | н/д |
Гидрирование бензола Benfree | Benfree (бренд процесса). | 350 тыс. т/год сырья. | н/д |
Установка производства ТАМЭ (трет-амил-метиловый эфир) | Этерификация лёгкой нафты; сырьё — ЛНКК от Prime G+. | 389,66 тыс. т/год по сырью. | н/д |
Гидроочистка нафты Naphtha HT | Технология UOP (США). | 1 277,11 тыс. т/год. | н/д |
Изомеризация лёгких бензиновых фракций ParIsom™ | Технология AXENS (Франция). | 521,37 тыс. т/год. | н/д |
Селективное гидрирование нафты каталитического крекинга Prime G+ | Технология AXENS (Франция). | 169,20 тыс. т/год. | н/д |
Гидроочистка лёгкого газойля каталитического крекинга Prime D | Технология AXENS (Франция). | 1 420,88 тыс. т/год. | н/д |
Гидроочистка и изомеризация бензина (проект JGC; технологии UOP) | EPC — JGC (Япония); технологии UOP (США). | 470 000 т/год (узел HDS); 554 000 т/год (стабилизация); 870 000 т/год (разделение); 173 300 т/год (изомеризация). | 2006 г. |
Гидроочистка и депарафинизация дизельного топлива (проект JGC; технологии UOP) | EPC — JGC; технологии UOP. | Прямогонный керосин/дизель: 1 300 000 т/год (лето) / 1 200 000 т/год (зима); ЛГО от УЗК: 176 000 т/год (лето) / 120 000 т/год (зима). | 2006 г. |
Каталитический крекинг R2R (комплекс глубокой переработки нефти) | R2R FCC. | 2 388,54 тыс. т/год по сырью. | н/д |
Олигомеризация бутенов | Олигомеризация бутенов (титул 3203). | 198,84 тыс. т/год. | н/д |
Газофракционирование насыщенных газов «SGP» | «SGP» (бренд процесса). | 535,28 тыс. т/год. | н/д |
Обессеривание СУГ Sulfrex | Sulfrex (бренд процесса). | 89,78 тыс. т/год. | н/д |
Установка замедленного коксования (УЗК) | Коксование 21-10/6; проект — Башгипронефтехим/Азгипронефтехим. | 720 тыс. т/год по сырью. | 1980 г.; реконструкции 2006 и 2010–2011 гг. |
Установка прокалки нефтяного кокса (УПНК) | Проект — Mannesmann & ВНИПИнефть; реконструкция 2013–2014 гг., лицензиар/поставщик — Chalieco. | 178 тыс. т/год по сырому коксу (140 тыс. т/год — до реконструкции). | 1989 г.; реконструкция 2013–2014 гг. |
Комбинированная установка производства серы (КУПС) | Вкл. SULTIMATE™ для очистки «хвостовых» газов; проект — Омскнефтехимпроект. | 58 т/сутки твёрдой серы. | 2018 г. |
Установка производства серы с блоком кристаллизации (УПС) | Claus; лицензиар Technip KTI; блок кристаллизации 4 т/ч. | 26 т/сутки жидкой серы. | 2006 г. |
Инфраструктура и логистика
Сырьё поступает на завод по магистральным нефтепроводам и железной дороге, отгрузка товарной продукции осуществляется в железнодорожные цистерны и по трубопроводам, обеспечивая поставки как на внутренний рынок, так и на экспортные направления. Промышленная железнодорожная инфраструктура площадки имеет утверждённые параметры пропускной способности, включая данные по мощности подъездных путей и протяжённости путевого хозяйства. Энергоснабжение: действуют две системы 35 кВ (связь с Атырауской ТЭЦ) и ввод 220 кВ; дополнительно эксплуатируется собственная ТЭЦ мощностью 30 МВт; прорабатывается проект газотурбинной электростанции 154 МВт для повышения надёжности питания новых объектов.
Реализованные проекты
2015 г. — вывод на режим Комплекса по производству ароматических углеводородов (КПА/ParamaX); получены первые партии бензола и параксилола, далее — устойчивый выпуск товарных продуктов.
2017–2018 гг. — завершение пусконаладочных работ и ввод в эксплуатацию объектов Комплекса глубокой переработки нефти (включая FCC R2R и УЗК).
2020 г. — внедрение APC (Advanced Process Control) на ЭЛОУ-АТ-2 для стабилизации режимов и повышения эффективности.
2022 г. — расширение APC на ЭЛОУ-АВТ-3 (в составе программы цифровизации НПЗ группы).
Планируемые мероприятия
2023–… гг. — проект строительства газотурбинной электростанции (ГТЭС) мощностью 154 МВт для нужд АНПЗ; предусмотрено проектирование, финансирование и последующая эксплуатация партнёром-инвестором.
2024–2025 гг. — продолжение внедрения APC на установках Naphtha HT и CCR-риформинга (этапы программы цифрового развития).
Экология — завершение и эффект проекта Tazalyq: реконструкция механических очистных сооружений, закрытый канал отведения и рекультивация полей испарения для минимизации воздействия на окружающую среду (включая переключение нормативно-очищенных стоков на городские КОС).
