Сколько нефтеперерабатывающих заводов

В дореволюционной России переработка нефти велась по примитивной технологии; основным продуктом переработки, находившим сбыт, был керосин. Нефтеперерабатывающие предприятия сосредотачивались главным образом на Кавказе. На долю иностранного капитала приходилось 56 % всех капиталовложений в нефтяной промышленности (1917).

После гражданской войны 1918-1920гг. советское государство выделяло значительные средства на восстановление и развитие предприятий нефтяной промышленности. В 1923-1924гг. на эту отрасль приходилось 37,2 % всех затрат на капитальное строительство. В результате за период с 1921 по 1925 производство бензина возросло в 3,8 раза, а суммарное количество получаемых светлых фракций нефти в 2,3 раза. Основы нефтяной промышленности в СССР были заложены в годы первых пятилеток (1929-1940гг.) Большое народнохозяйственное значение имело открытие месторождений нефти и газа в Волго-уральской нефтегазоносной области. Волго-Уральский район дает самую дешевую нефть в стране. Стоимость ее в три-четыре раза ниже Бакинской. Однако Бакинская нефть более качественная. Из нее получают лучшие в стране масла, она содержит много летучих веществ и мало серы. Из мест добычи в районы потребления нефть выгодно перекачивать по трубам. Чтобы не строить несколько трубопроводов, целесообразно перекачивать сырую нефть, а не продукты ее перегонки и на концах нефтепроводов строить нефтеперерабатывающие заводы. В нашей стране создан ряд крупных нефтепроводов. Они связывают места добычи нефти с районами потребления. Важнейшие из них: Туймазы — Иркутск, Баку — Батуми, Гурьев — Орск, Альметьевск — Горький с ответвлениями на Ярославль и Рязань. Сдан в эксплуатацию один из крупнейших нефтепроводов мира — «Дружба», по которому нефть перекачивается из Татарской АССР и Куйбышевской области в Белоруссию, Польшу, ГДР, Чехословакию и Венгрию. Построены первые нефтепроводы для перекачки сибирской нефти Шаим — Тюмень и Усть-Балык — Омск. За 1933-37гг. введены в эксплуатацию нефтеперерабатывающие заводы в городах Ишимбае и Уфе. С целью приближения нефтеперерабатывающих предприятий к центрам потребления нефтепродуктов, были построены также заводы нефтяной промышленности в Саратове, Краснодаре, Орске, Хабаровске, Одессе, Херсоне.

В годы Великой Отечественной войны нефтяная промышленность обеспечивала фронт горячими и смазочными материалами.

В послевоенный период нефтяная промышленность развивалась быстрыми темпами, непрерывно повышался технический уровень и объем производства. Уже в 46-51 довоенные показатели были превзойдены. Систематически наращивались мощности по первичной переработке нефти. Крупная нефтяная промышленность создана в Юго-Западной Туркмении. Нефть добывается на Сахалине. С 1964 г. началась эксплуатация нефтяных месторождений Тюменской области. Высокое качество нефти и огромные запасы ее, несмотря на трудные условия добычи и отсутствие дорог, делают этот район одним из наиболее перспективных. К концу пятилетки здесь будет добываться 20—25 млн. т нефти в год, т. е. столько же, сколько се дает сейчас Азербайджан. Большие перспективы в развитии нефтяной промышленности имеет Мангышлак (Западный Казахстан), где несколько лет назад открыты большие запасы высококачественной нефти. Нефть обнаружили в верхнем течении Лены (Иркутская область). Естественно, что роль Кавказа, несмотря на рост добычи, снижается. За пятилетие 1966-1970 эти мощности увеличились в 1,4 раза. В 1970 промышленность переработала нефти в 1,44 раза больше, чем это было в 1965; производство малосернистого дизельного топлива возросло за те же годы в 2,4 раза.

В 1976 Открыто Астраханское газовое месторождение (Астраханское газоконденсатное месторождение — месторождение газа, расположенное в юго-западной части Прикаспийской впадины, в 60 км к северо-востоку от Астрахани. Размеры залежи 100х40 км. Добыча ведется с глубины около 4000 м.

Приурочено к центральной, наиболее приподнятой части Астраханского свода.

Месторождение открыто в августе 1976 года, а в 1987 году начата опытно-промышленная эксплуатация месторождения.

Вступили в строй действующих предприятий многие нефтеперерабатывающие заводы и комбинаты. Нефтеперерабатывающая промышленность решает задачу по более широкому внедрению высокопроизводительных технологических установок и агрегатов, по организации узкоспециализированных многотоннажных производств, рациональному комбинированию и совмещению нескольких процессов в одном технологическом блоке, совершенствованию капиталистических систем, использованию автоматизированных систем управления предприятиями и отраслью в целом. Предприятия переходят на высокопроизводительные комбинированные установки. Если до 1966 года в СССР их единая мощность достигала 1-2 млн. тонн в год, то к 1971 году введено несколько установок мощностью 2-3 и 6 млн. тонн в год. Увеличение объема переработки нефти сопровождается существенным повышением качества нефтепродуктов: преимущественным становится выпуск малосернистого дизельного топлива, высокооктанового бензина, масел с эффективными присадками.

Нефтяная промышленность неразрывно связана с нефтехимической промышленностью. К 1973 году по объему переработки нефти, а также по производству синтетического каучука СССР занимает второе место после США. Совершенствование нефтепереработки и опережающее развитие мощностей вторичных процессов осуществляются на базе новых и модернизированных технологических процессов. Научно-технические задачи нефтепереработки и нефтехимии решают СССР 48 научно-исследовательских институтов и их филиалов, 25 проектно-конструкторских организаций и их филиалов, 18 опытных заводов.

В 1978 Введен в эксплуатацию Павлодарский НПЗ в республике Казахстан; Сдан в эксплуатацию трансконтинентальный газопровод Оренбург — Западная Госграница СССР («Союз»)

В 1979 открытие крупного Тенгизского нефтяного и Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождений в Казахстане.

1980 Добыт 1 млрд. т нефти с начала разработки нефтяных месторождений Башкирии.

1981 Построен Ачинский НПЗ («Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании» — нефтеперерабатывающее предприятие, расположенное в городе Ачинск Красноярского края. Единственный НПЗ Красноярского края.

Строительство завода началось в 1972 году. Первую продукцию АНПЗ произвёл 12 декабря 1982 года.

Ачинский нефтеперерабатывающий завод производит более 100 видов нефтепродуктов.

1983 Ввод в эксплуатацию магистрального газопровода Уренгой — Помары — Ужгород

1989 Введен в строй действующих Сейдинский (бывш. Чарджоуский) НПЗ

Http://biofile. ru/his/32128.html

Компания SOCAR Turkey Enerji стала обладателем семипроцентной доли в проекте Трансанатолийского трубопровода (TANAP), сказал на пресс-конференции в турецком городе Эскишехир глава ко.

Речные отгрузки экспортных партий нефтепродуктов начались в европейской части России в минувшие выходные. Сезон речных перевозок обычно открывается в апреле и продолжается до ноября.

В работах на площадке задействовано 9364 строителя из России. При возведении комплекса используются 1059 единиц строительной техники. Численность операционного блока&n.

Антипинский НПЗ, основное производственное предприятие группы компаний «Новый Поток» (New Stream Group), приступил к пусконаладочным работам на комбинированной установке по производс.

Казахстан в январе-марте 2018 года экспортировал 18 млн тонн нефти. Об этом сообщил первый заместитель министра энергетики республики Махамбет Досмухамбетов. В январе-марте.

Котировки фьючерсов на природный газ снизились во время американской сессии во вторник. На Нью-Йоркской товарной бирже фьючерсы на природный газ с поставкой в мае.

Речные перевозки нефтепродуктов на экспорт начались в европейской части России

Речные перевозки нефтепродуктов на экспорт начались в европейской части России

ООО «Ижевский нефтеперерабатывающий завод» единственное предприятие в Удмуртской Республике, которое осуществляет переработку нефти.

Установленная мощность завода – 19, 5 млн тонн в год. В 2006 году предприятием было переработано 16, 3 млн. тонн нефти В структуре Газпрома Одно из крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий в России.

Бакинский нефтеперерабатывающий завод имени Гейдара Алиева (сокращенное название – ОАО «Бакинский НПЗ») – основан 29 июля 1953 года. За прошедшее время Бакинский нефтеперерабатывающи.

Лисичанский нефтеперерабатывающий завод – основной перерабатывающий актив международного холдинга "ТНК-ВР" в Украине. Предприятие считается самым молодым нефтеперерабатывающим заводом в стра.

ОАО Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод – это предприятие, специализирующееся в нефтяной и нефтегазовой отрасли. Завод работает с 1938 года, в сферу деятельности завода входит нефтеперераб.

Трубки (системы) подачи СОЖ (для промышленного оборудования и станков) Используются на промышленном оборудовании и станках. Служат для подачи СОЖ ( Смазочно Охлаждающей Жидкости) в зону резания. Собст.

Продажа с завода в Туле или со склада в Москве шарнирных пластиковых сегментных трубок для подачи сож. Продажа от производителя. Оптовикам и заводам скидки.

Предлагаем центраторы внутренние гидравлические ЦВ, которые предназначены для центровки торцов отдельных труб и секций при сборке неповоротных и поворотных стыков при строительстве трубопроводов. Вну.

Завод – изготовитель RIR-standart, является производителем топочных блоков/ теплогенераторов/ теплообменников марки RIR Топочные блоки RIR ТБ-ТО с косвенным нагревом теплоносителя исключают возможнос.

Антрацит АО класс 30-70 мм навалом и в упаковке – мешки – биг-беги ООО «Промтопресурсы» • Компания с безупречной репутацией работает на рынке с 1996 года • С 2005 года организована бесперебойная ра.

Производим и Поставляем Линии Гранулирования Комбикормов до 4 т/ч: В состав линии входят: 1. Комбикормовый мини-завод по приготовлению сыпучих кормов, до 4 т/ч; 2. Бункер накопитель на 5 куб. м; 3. Гр.

Http://www. benzol. ru/skolko-v-ssha-neftepererabatyvayushchikh-zavodov. htm

World records of oil and gas industry: what, where, when and how much?

Вниманию читателя предлагается нефтегазовая «книга рекордов Гиннесса».

Oil and gas «Guinness records book» is offered to readers’ attention.

Самая глубоководная платформа для добычи нефти и газа (башенного типа) находится в американском секторе Мексиканского залива, она пришвартована на глубине 2438 м на подводном нефтегазовом месторождении «Пердидо», введенном в эксплуатацию в конце марта 2010 г.

В этом же секторе на глубине 2925 м располагается и самая глубоководная в мире система подводной добычи нефти, установленная в 2010 г. на соседнем с «Пердидо» месторождении «Тобаго».

Подводные скважины, пробуренные на месторождениях группы «Пердидо-Тобаго-Сильвертип», относятся к числу самых глубоководных коммерческих скважин, однако самая глубоководная скважина на нефть и газ (глубина воды – 10 385 футов, или более 3165 м) была пробурена в январе 2013 г. у восточного побережья Индии. Всего же с конца 50-х гг. глубины Мирового океана, ставшие доступными для коммерческого бурения, увеличились более чем в 17 раз – с 608 до 10 385 футов (табл. 1).

А вообще самыми большими буровыми установками являются выпускаемые с начала 70-х гг. установки уральского завода тяжелого машиностроения – УЗТМ серии «Уралмаш-15000», одна из которых была задействована при бурении сверхглубокой скважины на Кольском полуострове (12 262 м). Эти гигантские буровые максимальной высоты с двадцатиэтажный дом и отличной мировой репутацией способны бурить скважины глубиной до 15 км.

В разговоре о морских платформах для добычи нефти и газа обязательно приходит на ум самая большая в мире железобетонная промысловая платформа TROLL-A высотой 472 метра и сухим весом 683 600 тонн. Это вообще самый тяжелый объект, когда-либо перемещавшийся по поверхности Земли. Она установлена на норвежском газонефтяном месторождении «Тролль» в Северном море в 1996 г.

Самой крупной полупогружной платформой, когда-либо устанавливавшейся на морском месторождении, была бывшая буровая платформа «Спирит оф Колумбус» (1995 – 2000 гг.), переоборудованная на верфях Канады, установленная на подводном (глубина – 1360 м) нефтегазовом месторождении «Ронкадор» у берегов Бразилии в качестве эксплуатационной платформы П-36 и вскоре затонувшая – в апреле 2001 г. Платформа была рассчитана на добычу 9 млн тонн нефти и 2,6 млрд м 3 газа в год, имела длину 112,8 м, ширину 77 м и высоту 120 м, весила 34 600 тонн.

В свою очередь крупнейшим из газовых месторождений считается иранско-катарское газоконденсатное месторождение «Саут Парс/Норт Доум» с извлекаемыми запасами ПГ на уровне 35 трлн м 3 и не менее 3 млрд м 3 конденсата, обнаруженное в водах Персидского залива в 1971 г. и эксплуатируемое с 1989 г.

Самым протяженным в мире нефтепроводом считается введенный в строй в конце 2012 г. трубопровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) мощностью около 80 млн тонн нефти в год. Его протяженность от Тайшета до бухты Козьмина в заливе Находка составляет 4857 км, а с учетом ответвления от Сковородино на Дацин (КНР) – еще 1023 км (т. е. 5880 км).

Seawise Giant стал крупнейшим танкером и вообще самым крупным морским судном, построенным в XX-м веке. Seawise Giant начали строить в 1979 г., но вскоре судно купил гонконгский магнат Тунг, который профинансировал его достройку и настоял, чтобы дедвейт был увеличен с 480 000 тонн до 564 763 тонн, благодаря чему Seawise Giant и стал крупнейшим в мире судном. Супертанкер имеет длину 458,45 м и ширину 68,9 м. Его летнее водоизмещение при полной загрузке составляет 647 955 тонн, грузовместимость – почти 650 000 м 3 нефти (4,1 млн барр.), а осадка – 24,6 м, что делает невозможным прохождение загруженного мегатанкера через пролив Ла-Манш, не говоря уже о менее глубоководных Суэцком или Панамском каналах.

Танкер вступил в строй в 1981 г. и сначала перевозил нефть с месторождений Мексиканского залива. Затем его перевели на перевозки нефти из Ирана. В Персидском заливе в 1986 г., во время ирано-иракской войны танкер атаковали ракетами Exocet и потопили самолеты ВВС Ирака. Он затонул на мелководье вблизи о. Харг. В августе 1988 г. его поднял и отвел на ремонт в Сингапур (скорее всего, в целях престижа) новый владелец, калифорнийская оконная компания Norman International. Отремонтированный Seawise Giant переименовали в Happy Giant. К 1999 г. он вновь поменял хозяина и имя – его купила норвежская Jahare Wallem и переименовала в Jahre Viking. В марте 2004 г. у гиганта появился новый хозяин – First Olsen Tankers. Учитывая возраст танкера, его решили переделать в FSO – плавучий комплекс для хранения и налива. После переделки он получил имя Knock Nevis и был затем поставлен в качестве FSO на месторождение «Аль-Шахин» в водах Катара.

В декабре 2008 г. было сдано заказчику (компании Qatar Gas Transport) крупнейшее в мире судно для перевозки сжиженного природного газа (LNG) Mozah. Метановоз был построен на верфях Samsung и назван в честь жены эмира Катара. Более 30 лет максимальная вместимость судов-метановозов не превышала 140 000 м 3 сжиженного газа, а гигант Mozah, из серии Q-Max, берет на борт 266 000 м 3 – достаточно, чтобы обеспечить теплом и электричеством всю Англию в течение 24 часов. Дедвейт Mozah 125 600 тонн, длина 345 м, ширина 50 м, осадка 12 м. От киля до клотика высота судна равна высоте 20-этажного небоскреба. Сжиженный газ перевозится в пяти гигантских танках мембранного типа. Метановоз имеет собственную установку сжижения газа – для сжижения испарений в танках, что обеспечивает практически 100-процентную сохранность груза при перевозке. В качестве главных двигателей установлены два низкооборотных дизеля, вращающих два винта.

В 2010 г. корпоративная группа «Ройал Датч Шелл» обнародовала планы постройки крупнейшего в мире судна – плавучей фабрики по сжижению природного газа и хранению LNG – проект Prelude FLNG. Компания давно уже вынашивала и отстаивала идею строительства плавучих фабрик-хранилищ и, похоже, идея близка к реализации. Дело в том, что многие газовые шельфовые месторождения невыгодно разрабатывать в силу их удаленности от берега и трудностей со строительством фабрик по сжижению газа, а также всей необходимой инфраструктуры – подводных газопроводов, хранилищ СПГ, причалов для метановозов и т. д. FLNG – плавучая фабрика-хранилище, которая решает все эти проблемы. Гигантское судно будет работать на шельфовых месторождениях Prelude и Concerto бассейна Брауз, расположенных на расстоянии около 200 км от северо-западного побережья Австралии. Судно водоизмещением 600 000 т будет иметь длину 480 м при ширине 75 м, вес всех механизмов и оборудования – 50 000 тонн.

Новый гигант, впрочем, ненамного превзойдет крупнейшее до сего времени судно, мегатанкер Seawise Giant (ныне Knock Nevis). Проект был одобрен и утвержден в мае 2011 г., тогда же и началось строительство судна.

Самый северный завод по производству СПГ – это введенный в строй в конце 2007 г. завод мощностью 5,4 млн тонн СПГ в год, расположенный за Полярным кругом, на о. Мелькойя в северной части Норвежского моря, в 140 км к северо-западу от прибрежного норвежского городка Хаммерфест, и снабжаемый газом с подводных месторождений Snшhvit (Белоснежка), Albatross и Askeladden по подводному 160-км газопроводу диаметром 830 мм, проложенному на глубинах до 340 м.

Для более полной картины к общей цифре по капитальным вложениям надо еще добавить текущие, эксплуатационные расходы на добычу нефти и газа, которые ежегодно составляют по миру около 450 – 800 млрд долл.

Фактические удельные затраты на добычу нефти и газа значительно варьированы по районам мира и в среднем за период 2007 – 2009 гг. составляли, по оценке американского Управления по энергетической информации (EIA DoE), на барр. нефтяного эквивалента (н. э.): в США – порядка 34 долл., в Канаде – около 25 долл., в Африке – более 45 долл. и на БСВ – порядка 17 долл. (табл. 2).

Самые высокие цены на автомобильный бензин – в Норвегии, а самые низкие – в Венесуэле. Так, в Норвегии розничные цены на бензин сорта «премиум» составляли в мае 2012 г. в среднем 9,69 долл. за галлон, а в Венесуэле – 0,09 долл/галл. (рис. 1).

Самый крупный разлив нефти в истории мировой нефтяной промышленности (1,5 млн тонн нефти) произошел в 1991 г., во время войны в Персидском заливе, когда иракские военные, желая предотвратить потенциальную высадку американской морской пехоты, намеренно вылили в акваторию залива и подожгли содержимое нескольких танкеров.

При этом крупнейший непреднамеренный разлив нефти случился в 1910 – 1911 гг. в результате выброса нефти в долине Сан-Хоакин (Калифорния, США), когда из вышедшей из-под контроля скважины на поверхность земли в районе месторождения «Мидуэй-Сансет» в течение 18 месяцев вылилось 1,23 – 1,29 млн тонн нефти.

Конечно же за ликвидацию последствий разливов нефти надо платить. Так, за очистку акватории и прибрежной зоны, загрязненных в результате аварии танкера «Экссон Валдис» у берегов Аляски в марте 1989 г., и связанные с этим компенсации и судебные иски корпорации «Экссон» пришлось выложить порядка 7 млрд долл. (свыше 9300 долл. на баррель разлившейся нефти), а компания «Би-Пи» затратила в целом на компенсацию разлива нефти в Мексиканском заливе в результате выброса на буровой «Дип хорайзон» в апреле 2010 г. поистине астрономическую сумму в 39 млрд долл. (или примерно 8000 долл/барр.).

Самый крупный и продолжительный выброс воспламенившегося газа, названный «дьявольской зажигалкой», произошел в ноябре 1961 г. – апреле 1962 г. в ходе буровых работ на месторождении «Гасси-Туиль» в алжирской Сахаре, он сопровождался языками пламени, поднимавшимися в небо на высоту более 240 м.

Http://burneft. ru/archive/issues/2014-01/16

Нефтепереработка в мире происходит тем активнее, чем быстрее добывается данный энергоресурс. Развитие современных технологий и применение качественного оборудования позволяют ускорить и улучшить работу нефтеперерабатывающих компаний, основной целью которых является получение как можно большего объема качественного сырья с минимальными затратами времени и денежных средств.

Нефтепереработка в России – одна из самых развитых сфер деятельности. На территории Российской Федерации существуют тридцать два крупных предприятия, специализирующихся на переработке энергоресурса. Самое крупное из них – НПЗ «Киришинефтеоргсинтез», которое находиться в г. Кириши и функционирует с 1966 года. Центры нефтепереработки в России не стоят без дела, ведь государство обладает достаточно большим количеством запасов топливного сырья. Все предприятия страны в сумме перерабатывают около 260 млн. тонн.

Переработка энергоресурса – это длительный, ответственный процесс, от которого зависит качество конечного продукта. Суть его заключается в разделении топливного сырья на фракции. Нефтепереработка бывает первичной и вторичной.

При первичной происходит обезвоживание и обессоливание энергетического ресурса. Избавление от соли необходимо во избежание порчи оборудования. Некачественно обработанный продукт может вызвать коррозию металла, что приведет к необходимости замены трубопровода. Для того чтобы избавить топливное сырье от соли, в него заливают воду, вместе с которой вредоносный компонент после выходит наружу. Вода составляет большой процент неочищенного сырья. Вывести ее нужно для того, чтобы уменьшить объем и вес транспортируемого продукта. Это заметно сократит стоимость на перевозку груза. Первичная переработка нефти производится с помощью специального оборудования. Данный этап является крайне важным для нефтяной промышленности. Правильная обработка влияет на количество затраченных средств и качество продуктов, получаемых в итоге из добытого сырья.

С помощью вторичной переработки увеличивают содержание органических соединений определенного типа. Этот процесс способствует изменению химической структуры топливного сырья. Вторичную переработку нефти совершают с помощью термического, каталитического методов и гидрокрекинга. Основными продуктами, получаемыми при этой переработке, являются бензин, мазут, керосин, кокс и т. д.

В этой стране переработка энергоресурса является одной из основных сфер экономики. К ней относятся:

    часть рынка, отвечающая за добычу и первичную подготовку нефти; нефтеперерабатывающий участок, который является основой данного направления; химическая отрасль страны.

На территории государства находится огромный концерн «Белнефтехим». В его состав входит более 60 крупнейших предприятий. В вопросах экспорта Беларусь ориентируется в первую очередь на страны СНГ.

Во всем мире заводы нефтепереработки являются огромными предприятиями, на которых держится немалая часть экономики стран. Для их эффективной работы необходимо постоянное приобретение нового оборудования и использование современных технологий. Разработанные на сегодняшний день различные методы обработки сырья, позволяют извлекать из него как можно больше пользы с минимальным расходованием лишней энергии и средств. Большая часть добываемой нефти перерабатывается в бензин. Это происходит в процессе вторичной переработки энергоресурса. Нефтеперерабатывающие заводы различаются по:

    варианту переработки сырья: она может быть топливная, топливно-масляная или топливно-нефтехимическая; объему переработки; глубине переработки энергоресурса.

Новости нефтепереработки молниеносно разлетаются по всем странам мира. Состояние данной промышленности волнует все государства, так как от цен на нефть зависит курс той или иной валюты.

В этом году в Москве пройдет выставка «Нефтегаз». Это уже двадцать третье мероприятие, посвященное нефтегазодобывающей промышленности, которое проводит ЦВК «Экспоцентр». Огромное количество людей, задействованных в данной сфере, посетят экспозицию в поисках надежного поставщика качественного сырья.

На мероприятие соберется большое количество специалистов в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей сферах. «Нефтегаз» – это идеальное место для налаживания надежных связей. Поставщики качественного сырья из всех стран СНГ и Восточной Европы съедутся в Москву, для того чтобы найти новых дистрибьюторов. Выставка является отличной возможностью поделиться профессиональной информацией. Люди с многолетним стажем в области добычи нефти и газа посетят экспозицию, устроенную ЦВК «Экспоцентр».

Http://www. neftegaz-expo. ru/ru/articles/2016/centry-neftepererabotki/

По данным сайта Госавтоинспекции, количество автомобилей в России за последний год возросло более чем на 1,5% и составило 56,6 млн. Ежедневно мы заправляем машины бензином и дизельным топливом, но мало кто знает, какой сложный путь проходит нефть, прежде чем попадает на АЗС. Мы отправились на крупнейший нефтеперерабатывающий завод страны – «Газпромнефть-Омский НПЗ». Там нам подробно рассказали о том, что происходит с нефтью и как появляется качественный бензин «Евро-5», соответствующий европейским экологическим стандартам.

Согласно социологическим опросам, омичи уверены, что НПЗ – то, что четко ассоциируется с городом. Точно также, как хоккейный клуб «Авангард».

Омский нефтеперерабатывающий завод – одно из мощнейших производств в стране. Объем переработки нефти достигает 21 млн тонн в год.

На заводе работают 2826 человек. Вы скажете, что для крупнейшего НПЗ России это слишком мало. Но на это есть причина: производство на ОНПЗ максимально технологично и профессионалы требуются для обслуживания и контроля процессов.

Масштабная модернизация ОНПЗ началась в 2008 году. Первый этап завершился в 2015. Промежуточные итоги впечатляют: завод полностью перешел на производство моторных топлив экологического класса «Евро-5», а воздействие на окружающую среду снизилось на 36%. Это при том, что объем переработки нефти вырос более чем на треть.

Перед самым началом экскурсии мы представляли себе определенную картину. В мыслях мелькали кадры огромных цехов, где нефть переливают из одного огромного резервуара в другой. И все это происходит в клубах густого пара, из которого в редких случаях выглядывают хмурые лица рабочих. Еще мы ожидали почувствовать специфический запах бензина, и кто-то мысленно уже примерял на себя противогаз.

В реальности процессы нефтепереработки на огромном ОНПЗ выглядят совершенно по-другому. Воздух чистый, без резких запахов. Людей на территории мы практически не видели. Все таинственные преобразования скрыты внутри резервуаров, труб и нефтепроводов. У каждой установки есть точка обслуживания со специалистами, которые следят за процессами.

Вход на территорию НПЗ строго регулируется – без спецпропуска за КПП никто не пропустит. Мы провели на заводе всего несколько часов. Несмотря на сравнительно короткое время посещения, прошли инструктаж по технике безопасности. На территории завода действуют строжайшие правила охраны труда, среди которых – обязательное наличие спецодежды.

За каждой производственной цепочкой следит «мозг» Омского НПЗ – объединенная операторная.

Все мы понимаем, что и сама нефть, и продукция выпускаемая Омским НПЗ, горюче – и взрывоопасная. Поэтому все процессы на заводе проходят со строжайшим соблюдением норм и правил промышленной и экологической безопасности. Как пример – объединенная операторная, главное предназначение которой, защитить персонал в случае аварийной ситуации.

Ее дверь больше похожа на вход в банковский сейф, а все стены монолитные, толщиной 1,5 метра. В операторной уровень давления выше, чем снаружи. Это сделано для того, чтобы, в случае разгерметизации оборудования, вредоносные газы не попали внутрь.

Здесь работают самые квалифицированные сотрудники завода, которые контролируют все технологические процессы НПЗ. На мониторах выводится информация о состоянии приборов в различных зонах завода, а с помощью многочисленных видеокамер осуществляется контроль установок в режиме реального времени.

Элитой среди технологов считаются те, кто осуществляет запуск заводов. Когда установка уже отлажена необходимо только поддерживать ее работу. Разумеется, это тоже требует высокой квалификации, но из всего широкого спектра процессов, происходящих на территории любого НПЗ, поддержание работающей установки – самый простой. Самое сложное – отладить и запустить новую: риск внештатных ситуаций велик именно в этот период.

Руководит заводом Олег Белявский. Все процессы, проходящие на предприятии, он знает «от» и «до». Олег Германович начинал работать на Омском НПЗ в 1994 году, как начальник одной из строящихся установок. За долгие годы профессиональной карьеры Белявский запустил их десятки – не только в России, но и за рубежом. Директором он стал в 2011 году.

Рядом с операторной находится исполински большая установка по первичной переработке сырья АВТ-10. Ее мощность 23,5 тыс. тонн в сутки. Здесь происходит обработка нефти, которую делят на фракции в зависимости от температуры кипения и плотности: бензин, керосин, смазочные масла, парафин и мазут.

Множество процессов на заводе направлены на то, чтобы из нефти не просто сделать продукт, а, в первую очередь, максимально качественно ее разделить. Например, для этой цели работает установка АТ-9, на базе которой с 2015 года функционирует блок электрообессоливания нефти и теплообменники. Благодаря этому из пришедшего сырья получают максимально возможное количество нефтепродуктов.

После первичной обработки получают промежуточный продукт. Каждая часть «разделенной» нефти подвергается еще нескольким видам очистки и обработки, и только после этого отправляется на товарное производство и отгружается потребителям.

Чуть ли не главным этапом вторичной переработки является каталитический крекинг. Это обработка вакуумного газойля с помощью катализаторов при очень высоких температурах. На выходе получают высококачественные, «чистые» компоненты моторного топлива: высокооктановый бензин, легкий газойль и непредельные жирные газы.

Омский НПЗ – единственный нефтезавод в стране, где производят катализаторы крекинга. Без этого компонента невозможен выпуск бензина экологического класса «Евро-5». В настоящее время большинство отечественных заводов закупают данный продукт за рубежом, и только Омский НПЗ использует свой катализатор, а также поставляет его некоторым другим предприятиям.

Для наращивания объемов производства катализаторов и снабжения ими всей российской нефтеперерабатывающей отрасли здесь строят новый катализаторный завод – завершить планируют к 2020 году. Министерство энергетики России присвоило проекту статус национального.

Образцы омских катализаторов тестировались в независимой лаборатории Греции. Результаты исследований подтвердили, что они являются одними из лучших в мире. Как только катализаторный завод запустят, Россия станет абсолютно независимой от импортных поставок.

Разработка катализаторов – сложный молекулярный процесс. Этим занимается Институт проблем переработки углеводородов РАН, который также находится в Омске. Создание «порошка» (а именно такой консистенцией обладает катализатор) происходит в научной лаборатории с использованием уникальных технологических ресурсов.

Каждый из аппаратов обладает ужасающим своей сложностью названием. Прилагательное «уникальный» здесь не для красоты: большинство приборов, используемых в лаборатории – единичные экземпляры.

Приведем пример. Перед вами жидкостной высокоэффективный хромотограф, который используется для исследования сложных органических смесей, в том числе бензина. С его помощью лаборант максимально точно определит, из каких компонентов состоит моторное топливо.

Другой пример, если вы еще в состоянии воспринимать такие названия – электронный парамагнитный резонансный спектрометр. На нем подробно исследуется концентрации тех или иных компонентов уже в катализаторе.

Радует то, что многие научные сотрудники и лаборанты – молодые люди.

Самый главный человек во всей сложной системе разработки катализаторов – Владимир Павлович Доронин. Официально, Владимир Павлович – ведущий научный сотрудник, фактически – главный «двигатель» всех процессов катализаторного производства. Американские компании усердно переманивали Владимира Павловича и предлагали за его работу баснословные деньги («20 полнокадровых фотоаппаратов», по словам Доронина), но ученый предпочел остаться в России.

Вот так выглядит «белое золото» Омского НПЗ – перед вами тот самый катализатор.

В 2010 году на заводе запустили установку изомеризации «Изомалк-2». Она выпускает изомеризат – высокооктановый компонент товарных бензинов с минимальным содержанием серы, ароматических углеводородов. Это позволяет получать бензины с высоким октановым числом пятого экологического класса.

Парк установки изомеризации. В этих «белых шариках» хранятся газ и легкие бензины.

Изначально октановое число у сырья низкое (а это значит, что топливо хуже самовоспламеняется). Изомеризация – это один из вторичных этапов нефтепереработки. Он направлен на повышение октанового числа. Сначала фракция пентано-гексана (газовый бензин) проходит гидроочистку. Кстати, чтобы не путали с водой, «гидро» в этом случае означает «водород». В процессе гидроочистки из сырья удаляются сера – и азотсодержащие соединения. Фактически, сера, которую вытащат на этапе любой гидроочистки, впоследствии не попадет в атмосферу и не выльется на наши головы «кислотным дождем». Также это успешно спасает миллионы двигателей от коррозии.

Гидроочистка улучшает качество фракции и делает ее состав пригодным для изомеризации с использованием платиновых катализаторов. Процесс изомеризации изменяет углеродный скелет – атомы в соединении располагаются по-другому, но не происходит изменения состава и молекулярной массы. На выходе получают высокооктановый компонент.

Изомеризация происходит в двух реакторах с платиновыми катализаторами российского производства. Весь процесс разработан в нашей стране, что на сегодняшний день редкость: многие установки изомеризации, которые используются на российских заводах, привезены из-за границы. Постепенно, благодаря опыту ОНПЗ, происходит импортозамещение. Установка перерабатывает 800 тыс. тонн в год и считается крупнейшей в Европе. Сейчас приобретением этой технологии активно интересуется Индия.

Далее по маршруту – установка миллионного риформинга. «Миллионный», потому что годовая мощность установки соответствует 1 млн. тонн сырья в год. Установку реконструировали в 2005 году. Здесь выпускается высокооктановый компонент риформат с октановым числом 103-104. Это одна из основных составляющих качественного высооктанового бензина.

Все это части огромного комплекса глубокой переработки мазута «КТ-1.1», который смело можно назвать заводом в заводе. Он объединяет целый ряд технологических процессов. За один год комплекс позволил резко увеличить глубину переработки нефти. Здесь перерабатывают мазут и производят вакуумный газойль. Также, с помощью каталитического крекинга, производится бензин с октановым числом 92. По итогам 2015 года, глубина переработки нефти на Омском НПЗ составила 91,7%, то есть по эффективности использования сырья завод является лидирующим в России.

Завод уделяет внимание не только технологическим процессам, но и их влиянию на окружающую среду города и его жителей. На ОНПЗ существует несколько видов контроля за экологией. Например, скважины, с помощью которых ведется наблюдение за состоянием грунтовых почв. Вокруг завода расположены семь постов независимой лаборатории – они ежедневно выполняют анализы по 13 показателям.

Как показывают результаты независимого мониторинга, воздух на «Газпромнефть-ОНПЗ» чистый.

Омский нефтеперерабатывающий завод – предприятие, которое уже сейчас имеет большое значение для всей отрасли. А через пять лет, когда будут завершены все работы по модернизации, он станет передовым не только в рамках страны, но и в масштабах всего мира. Будет любопытно посетить это современное производство и самим увидеть результат. Если подвернется такая возможность, ни в коем случае не упускайте ее.

Http://menstois. ru/blog/43303366342

А выпуск автомобилей и военной техники для которых физически нет топлива — это безмерное расточительство и вредительство.

Тратить силы и средства на потом не используемый транспорт — это даже не ошибка, это хуже.

Средний наезд на один автомобиль менее 100км в день, а скорее всего 60-70 км в день.

При средней грузоподъемности в 2 тонны выходит, что один автомобиль перевозил менее 100 тонно-километров в день.

Много-ли в СССР выпускалось автомобилей грузоподъёмностью менее тонны и более 5 тонн?

Всем было ясно, что даже и бензиновые тяжелые грузовики при нашей нехватке бензина экономичней и дешевле в эксплуатации малых и средних грузовиков.

Вот и ездили многими сотнями газики и полуторки и там где можно было использовать сотню 8-тонных ЯГ-10 с их расходом бензина 50-60л/100км жгли напрасно бензин 500-600 полуторок, бензин которого не хватало.

Даже “дорогой” дизельный грузовик Заурер 5BLD имел расход дизельного топлива 32 л/100км или в просчете на бензин 36 л/км, а перевозил он по хорошей дороге 6 тонн и мог ещё буксировать прицеп до 4-5 тонн.

ГАЗ-АА имел расход топлива 19л /100км и перевозил 1,5 тонны по хорошей дороге

ЗИС-5 имел расход топлива 33 л /100км и перевозил 3 тонны по хорошей дороге.

Даже если Заурер 5BLD имел-бы стоимость как три грузовика ЗИС-5 ,то он всё равно был-бы эффективным.

Не рационально поступили, так наращивая выпуск грузовиков в 1,5-3 тонны.

Да официально провозглашалась унификация, но на деле её реально не было.

Экономия несомненна и грузовики есть и танки есть и стоимость и тех и других меньше.

В 1931 году нефтяная промышленность получила 417 млн. рублей капиталовложений.

В середине 1932 года планировалось в следующем, 1933 году, почти удвоить величину капиталовложений, доведя ее до 815,2 млн. рублей, а к 1937 году капиталовложения должны были возрасти более чем в 4 раза по сравнению с 1932 годом (план – 440,3 млн. рублей ) и достичь 1 746,1 млн. рублей.

Все эти показатели планировались в неизменных ценах без учета инфляции и роста оптовых цен.

При учете обесценения рубля реально в 1933 году было капиталовложений только 670 млн рублей.

Так, расходы на бурение на пятилетку были запланированы в размере 2 429 млн руб., освоено – 2 100 млн руб., или 86,5% плана.

С учетом обесценения рубля и роста оптовых цен — это будет около 1000-1200 миллионов рублей 1931-1932 года.

Результат — дефицит решительно всех нефтепродуктов стал хроническим.

Осенью 1933 г. в очередной раз создалось катастрофическое положение даже с снабжением жидким топливом речного волжского, камского и каспийского флота, даже для перевозки нефти не было жидкого топлива.

Встали железные дороги юга СССР, т.е. там где использовали нефть и мазут как топливо для паровозов.

Начали вставать металлургические печи на южных заводах. Мартены там использовали мазут как топливо.

В крупных городах пропал осветительный керосин ( про мелкие города и села можно и не говорить ) .

Из письма Межлаука Молотову. “основные транспортные магистрали и предприятия, как Мариупольский завод, Донсода, ЧХК, военные заводы и т. п. поддерживаются за счет переадресовок, оценок путевого нефтетоплива, за счет использования в качестве нефтетоплива других, также крайне дефицитных нефтепродуктов: смеси гудронов с керосиновым дестиллятом, черной солярки, веретенных и других масел, смазочного мазута! “

Добыча сырой нефти, всего по СССР : план 1934 года — 27 245 тыс тонн ; факт только — 24 145,4 тыс тонн.

Более того предполагали, что Грознефть добудет в 1933 году 5,15 млн тонн нефти и газа, в 1934 г. – 6,2 млн тонн в 1935 г. – 7,2 млн тонн, в 1936 г. – 8,4 млн тонн в 1937 г. – 10,2 млн тонн.

На самом деле, в 1934 году добыча нефти Грознефтью составила только 69,3% к уровню 1933 года и составила менее 3,6 млн. тонн.

Планы по добыче нефти’Грознефтью’ в 1934 году были выполнены на 56%, в 1935 году план снизили – на 83%, в 1936 году ещё раз план снизили – на 103%.

Добыча в Грозном тогда составила лишь 3 289 тыс. тонн – в два с лишним раза меньше, чем в 1931 году.

К всем бедам просто не было нужного количества насосов для откачки нефти из пластов и после прекращения фонтанирования нефти многие скважины были в забросе.

В 1932 году на самую дешевую фонтанную добычу нефти в Грозном пришлось 81% всей добычи.

В 1933 году фонтанная добыча нефти составляла только 17,9% , насосная – 29,5% , остальное ( 52,6% ) добывали ветхопещерным тартанием с конным и даже человечьим приводом.

Тартанием было невозможно поднимать нефть с глубины более 500 метров ( обыкновенно менее 100-200 метров ) .

За период 1918 – 1936 год открыт один только новый и единственный нефтеносный район – Горно-Чеченский.

Для увеличения нефтедобычи в Грозном не была произведены разведка недр и не была подготовлена ресурсная база.

Просто не было открытых геологами достаточных запасов нефти в недрах и никто их толком и не искал.

Даже в известных в Грозном и его окрестностях нефтеносных районах нормального бурения новых скважин не велось, а те что бурились имели недостаточную глубину по причине нехватки буровых труб и машин.

Грозненская нефтяная промышленность базировала свою добычу исключительно на верхних пластах обоих своих основных районов – нового и старого.

Глубже 2км не бурили, а большинство скважин имело глубину не более километра.

На вторую пятилетку однако планировалось выйти на более глубокие пласты, доведя бурение до 3 километров, но на это не было выделено ни средств, ни материалов и оборудования.

Однако и здесь достаточных площадей для добычи разведано не было, а нужного количества скважин и в старых районах нефтедобычи не бурилось.

В Азербайджане с 1924 по 1934 гг. в разведке глубоким бурением пребывали следующие площади:

Всего с 1924 по 1934 г. за 10 лет было пробурено в этих районах 234,8 км скважин, т.е. только менее 150 промысловых и разведывательных скважин.

В период 1935 по 1940 год было пробурено Азнефтью ещё 270 км, т.е. около 140 шт. промысловых и разведывательных скважин, что решительно всеми геологами для для такого хорошего нефтеносного района, как Бакинско-Азербайджанский было признано абсолютно недостаточным.

Как и в Грозненском нефтеносном районе и в Бакинско-Азербайджанском для увеличения добычи не хватало ни оборудования, ни особенно буровых труб.

В результате нехватки жидкого топлива была весьма подорвана обороноспособность СССР.

Не было топлива для нормального обучения например танкистов и летчиков.

И к 1941 году, как и до революции практически всю нефть добывали в двух основных районах : Грозненском нефтеносном районе и в Бакинско-Азербайджанском.

Освоение и разведка новых нефтеносных районов, например Урало-Волжского района шло просто преступно медленно.

Надо при начале индустриализации вложить больше средств в добычу и переработку нефти.

Построить заводы по производству бурового оборудования и труб вместо вложения средств в автомобильную промышленность, пока урезать автомобильную и тракторную промышленность до 50 % реала.

На деньги полученные от увеличения экспорта нефти и нефтепродуктов начинать масштабную автомобилизацию и механизацию сельского хозяйства, но не в 1928 году, а в 1935 году.

Приток нефтяных денег позволил-бы вести индустриализацию более быстрыми темпами.

Тех объемов добычи нефти, что на Ближнем Востоке добывали после войны в 50-60 годах в 30 годах ещё просто не было.

Кроме этого не было открыто и многих других месторождений в Европе, Азии и Африки.

В 30-е годы автомобильная промышленность Советского Союза была развита еще довольно слабо, основным потребителем нефтяного топлива и масел была армия.

Горючим и маслами обеспечивали в основном бакинские нефтеперерабатывающие заводы.

Перед второй мировой войной были открыты нефтяные месторождения в Волго-Уральском районе, но промышленная добыча нефти началась лишь после войны.

В 30-е годы основная нефтеперерабатывающая промышленность была сосредоточена в Баку.

В довоенные годы Советский Союз продолжал активно экспортировать нефть и нефтепродукты в страны Европы, причем эта статья экспорта была одной из самых успешных в бюджете страны.

Некоторые страны Европы, например Италия и Германия, сильно зависели от советской нефти.

Доля импортируемой из Советского Союза нефти в общем балансе итальянского государства с 1925 по 1935 г. составляла около 50%, а в 1940г. 75% советского экспорта нефтепродуктов и нефти пришлось на долю Германии.

Интересно отметить, что в годы советской власти произошло резкое изменение состава российского экспорта.

Если до 1917 г. 70% российского экспорта составляло зерно и даже в лучшие годы нефть составляла только 7% экспорта, то после 1920 г. доля нефтяного экспорта постоянно растет и достигает к 1932 г. 18%.

После коллективизации, когда Советский Союз, по существу, потерял свою роль поставщика зерна в Европу, процентное соотношение нефти в экспорте Советского Союза резко возрастает и составляет уже около 50%.

Иными словами половина валютных доходов СССР приносила экспортируемая нефть.

Однако СССР не мог удовлетворить спроса на свою нефть именно потому, что достаточных объемов добычи нефти не было и причиной этого было хроническое недофинансирование нефтедобычи и нефтепереработки.

Заводы по производству нефтегазового оборудования тоже в случае войны могут многое делать.

И так в 1937 году в СССР было получено всего только 3 мил. тонн бензина всех сортов.

В конце 1937 года в СССР было всего 580 000 автомобилей всех типов.

Тогда на каждый автомобиль приходится 5,17 тонн бензина в год и это без учета нужд авиации, танков и мотоциклов и создания военных и прочих запасов.

Средний расход топлива в то время и для тогдашнего автомобильного парка составлял около 20л на 100км по шоссе (для ГАЗ-АА ) .

Тогда средний ежедневный пробег автомобилей составлял всего только максимум 100 км и на ходу автомобили были не более 3 часов.

Иными словами автомобильный парк СССР большую частью простаивал и не был обеспечен топливом.

Развитие автомобильного транспорта не было подкреплено адекватным ростом добычи нефти и производством из неё бензина.

К 1941 году число автомобилей в СССР выросло почти в два раза, а бензина для них было 3 млн. 476,7 тыс. т. ,т. е. ситуация стала ещё хуже чем была в 1937 году.

Массового производства высокооктанового бензина для нужд авиации в СССР так и не было развёрнуто.

В сентябре 1939 г. Политбюро ЦК ВКП(б) приняло постановление “О реконструкции существующих и строительстве новых самолетных заводов”, где было намечено в короткие сроки реконструировать 9 существующих предприятий и построить 9 новых авиационных заводов.

По этим планам в стране стало развёртываться производство современных видов боевой авиационной техники – истребителей ЯК-1, МиГ-3, ЛаГГ-3, штурмовика Ил-2 и других самолетов.

Моторы этих самолётов требовали использования качественных высокооктановых бензинов.

Однако такое наращивание численности военной авиации СССР было абсолютно не обеспечено наращиванием мощностей по производству авиационного бензина.

Кроме этого РККА имела и другие быстрорастущие топливные потребности.

Имеющееся мощности не могли удовлетворить такой спрос ни в количественном, ни в качественном отношении.

В 1940 г. на отечественных нефтеперерабатывающих заводах было переработано 29 млн. 414 тыс. т. нефти, из этого количества нефти выработано :

В США ещё в 20х годах выход бензина был около 35% ,т. е. глубина и эффективность переработки нефти была намного выше.

Однако даже из тех 883,4 тыс. тонн авиационного бензина, которые были произведены в 1940 году более 95% составлял авиационный бензин с невысоким октановым числом от 70 до 74.

Для отечественных самолётов устаревших типов вроде истребителей И-15, И-153, И-16 , бомбардировщиков Тб-3 и СБ кое-как годился и бензин Б-70 .

Новые боевые самолеты :Як-1, Як-3, МиГ-3, ЛаГГ-3, Ил-2, Ил-4, Пе-2, Ер-2, Су-2 — нуждались в бензине не хуже Б-78 .

Однако его в 1940 году было выработало всего 36 тысяч тонн — т. е. 4% от всего количества авиационного бензина.

Из этого количества на обучения летчиков тратились крохи и вообще бензин поступал с перебоями.

“Как правило, ежегодно. в самый разгар полетов, начиная с июля, а иногда и с июня, прекращается подача бензина, части переходят на голодный паек, свертывая из-за этого полеты. Без бензина летать не научишься. Нормальная подача бензина начинается вновь с октября, когда уже фактически полеты по условиям погоды начинают свертываться, а аэродромы размокают. Для создания могучего Воздушного Флота, способного выполнять боевые задачи в сложных условиях, перебои с бензином необходимо прекратить” .

В 1941 году общий расход всех видов жидкого топлива в РККА составил 1,1 миллиона тонн, что было примерно 1/3 от необходимого.

Вот, что по словам генерал-майора П. В.Котова ( начальник Управления снабжения горючим ) представляло собой снабжение ГСМ РККА в 1941 году :

“Удовлетворение потребности Красной армии в ГСМ по текущему снабжению, начиная с 1940 г., происходит с большими урезками. Из месяца в месяц НКО недополучает значительное количество ГСМ по установленным нормам. Выделенные Правительством лимиты в 1-м полугодии 1941 г. относительно того же периода 1940 г., значительно урезаны, а именно: по автотракторному горючему с 80,4% за 1940 г. до 61,1% от потребности 1941 г.; по авиабензинам с 78,2% за 1940 г. до 66,2% от потребности 1941 г. В целом на 1941 г. Госплан при СНК СССР планирует для текущего снабжения Красной Армии покрыть потребность НКО СССР в следующих размерах: по автотракторному горючему на 46-75%; по авиабензинам на 91%. . обеспеченность по авиабензину Б-78, дизтопливу и дизсмазке в сравнении с другими сортами ГСМ крайне низкая”

Таковых на 22 июня 1941 года имелось менее 300 тыс. тонн на всю армию.

Было издано постановление СНК СССР и ЦК ВКП(б) от 26 июля 1940 года? 1372-536 по которому предполагалось к 1 мая 1941 года обеспечить наличие в мобилизационных фондах уже 1 млн. 236 тыс. тонн ГСМ.

Ничего из этого не вышло, горючего как не было до этого, так и после этого не прибавилось.

Дефицит авиационного горючего привел к тому, что Главное управление ВВС в мае 1941 года отметило низкую огневую подготовку летчиков на современных боевых машинах вследствие их налета всего в 12 часов.

В 1941 году и без того недостаточное количество горючего выделяемого на боевую подготовку было сокращено.

Так в связи с необходимостью создания мобилизационного резерва 16 июня 1941 года было принято совсем уж не адекватное постановление СНК и ЦК ВКП(б) ? 1624-684 “О сокращении потребления высокооктановых бензинов в ВВС РККА.

Однако ничуть не лучше было положение с горючим и в народном хозяйстве Советского Союза.

Мало того, что качество довоенного отечественного бензина было очень плохим и и его максимальное октановое число было 56 , а в среднем оно составляло 40-50 , но и этой дряни не хватало.

Средняя обеспеченность автомобильного транспорта в важнейших отраслях в 1940-1941 году бензином была не более 70% от потребного, а в прочих колебалась от 20% до 70% .

Из доклада Л. П.Берия “О состоянии автотранспорта СССР” от 18 декабря 1940 г.

“Снабжение автопарка Союза ССР горючим в первом полугодии 1940 г., производилось с большими перебоями и в количестве, не удовлетворяющем потребность, . из-за недостатка горючего по-прежнему имели место простои автотранспорта. В хозяйствах имеет место применение суррогатов и заменителей бензина – главным образом бензола, пиробензола, лигроина, бутиловой смеси, метанола, керосина, отходов синтетического каучука, сивушных масел, анилокрасочных и сульфатного скипидара”

К началу войны 85% нефти перерабатывалось методом примитивнейшей прямой перегонки на кубовых и устаревших трубчатых атмосферно-вакуумных установках.

Результатом было преобладание в товарной номенклатуре темных нефтепродуктов.

Нефтеперерабатывающая промышленность СССР имела ярко выраженную “мазутную ориентацию”, а доля качественных светлых нефтепродуктов (бензин и керосин ) достигала едва 30%.

И это конечно было очень важным негативным фактором, осложняющим полное и надежное обеспечение горюче-смазочными материалами, как отраслей народного хозяйства СССР, так и РККА.

Безопасность СССР с топливно-энергетической точки зрения никак не выигрывала от того, что и добыча нефти и её переработка велась в двух удалённых от центра окраинных районах СССР.

Исключительно уязвимым было положение советского нефтеперерабатывающего производства.

В 1940 году почти половина ( 43,4% общесоюзного объема или 383,8 тыс. т. авиабензинов Б-78, Б-74, Б-70, ) всего авиационного бензина производимого в СССР дал только один завод :

Доля высокооктанового бензина Б-78 в годовом объеме на этом заводе не превышала и 10%.

Конечно перед войной советским правительством все же были предприняты некие меры по расширению отраслевой географии и созданию новых производств по выпуску качественных моторных топлив.

Причиной этого послужили исключительно планы англичан и французов по бомбардировке Баку в 1940 году.

Но время на перестройку и расширению нефтяной промышленности и увеличению добычи нефти было полностью упущено.

В 1941 году предполагалось построить мощностей по производству авиационного бензина класса Экстра ( Окт. 100ед ) и Б-78 и лучше :

Учтено, что примешивая изооктан к бензину Б-70 в количестве 20-30% можно повысить его октановое число до 78-82 ,т. е. получить бензин минимум Б-78 .

Было начато строительство нефтеперерабатывающих заводов в Сызрани, Комсомольске-на-Амуре, Воронеже, Молотове, Армавире, Красноводске и Бутуруслане.

Но что хуже всего взявшись за постройку такого количества предприятий

Нефтехима просто размазали мощности, оборудование и ресурсы по столь многим площадкам и не получили в итоге ничего.

Было запланировано строительство новых установок термического риформинга и сернокислого алкилирования в Баку и Грозном.

Только к 1943 году в СССР наконец-то решили построить специализированный завод химического машиностроения по производству оборудования для переработки нефти ( крекинг-оборудования и проч. )

Местом строительства был выбран Сталинград и в 1941 году завод заложили и начали строить.

В результате нефтяная промышленность СССР в 1941 году могла обеспечить потребность Наркомата Обороны на год войны по авиационным бензинам только на 26,6%, дизельному топливу – на 67,5%, по авиационным маслам – на 11,1% .

Повезло ещё, что у СССР была возможность получать топливо по ленд-лизу, а у Германии положение дел с жидким топливом было ещё хуже.

Http://scharapow-w. livejournal. com/6910.html

Основной функцией нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла. Дополнительно на современных НПЗ выделяют из нефти ещё 12—16 компонентов. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти, крекинг-процесса, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.

Сначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки. В нефти остаётся не более 3—4 мг/л солей и около 0,1 % воды. Затем нефть поступает на первичную перегонку.

Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 380 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он кипит от 40-50 °С до 140—150 °С), реактивное топливо (140—240 °С) и дизельное топливо (240—350 °С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века его выбрасывали, как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используют пять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.

Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).

В 1891 году инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %. Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.

Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.

Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений.

Бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава.

Первый российский нефтеперерабатывающий завод был основан братьями Чумеловыми на реке Ухта в 1745. Завод производил осветительный керосин и смазочные масла.

Http://mediaknowledge. ru/1ba0a8c3d00ce9db. html

Нефтяная промышленность обеспечивает разведку нефтяных и газовых месторождений, добычу нефти и нефтяного (попутно­го) газа, переработку и транспортировку нефти. Она подразде­ляется на нефтедобывающую, нефтеперерабатывающую отрасли и нефтепроводный транспорт.

При размещении предприятий нефтедобывающей промыш­ленности решающим фактором является сырьевой, а нефтепере­рабатывающей — потребительский и отчасти электроэнергети­ческий факторы. Нефтеперерабатывающие заводы размещают в местах добычи нефти, на трассе транспортировки сырой неф­ти, а также в районных центрах, получающих нефть по магист­ральным нефтепроводам. Перекачка сырой нефти по мощным трубопроводам обходится дешевле, чем перевозка продуктов пе­реработки нефти. Вот почему нефтеперерабатывающие заводы выгоднее размещать в районах потребления нефтепродуктов

Для нефтедобывающей промышленности России характерна резкая неравномерность в размещении ее предприятий. 70% до­бычи нефти сосредоточено в Западно-Сибирском, еще почти чет­верть добычи — в Уральском и Поволжском экономических районах. Основные нефтяные акцио­нерные компании в России: «ЛУКойл», «ЮКОС», «Сиданко», «Тю­менская нефтяная компания», «Сургутнефтьгаз», «Сибирская НК», «Роснефть», «Татнефть», «Башнефть» и др. Нефтяная промышленность играет ведущую роль в ТЭК России.

Немаловажные факторы, влияющие на снижение эффектив­ности добычи нефти в России, связаны с местонахождением крупнейших разрабатываемых и перспективных месторождений в отдаленных от потребителей северных районах Западной Си­бири и европейской части страны, на шельфах арктических и дальневосточных морей. Имеет значение также высокая степень выработанности разрабатываемых месторождений Тюменской обл. (свыше 33%), Волго-Уральской провинции (67%), Северного Кавказа (82%).

В Западной Сибири сосредоточено свыше 70% разведанных за­пасов нефти, в Урало-Поволжье — около 16%, в Тимано-Печорском регионе — 7%, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке — 3%, на Северном Кавказе — около 1% и на морских шельфах —1%. Гео­графия прогнозных ресурсов нефти выглядит несколько иначе. Более половины всех неразведанных ресурсов сосредоточено в За­падной Сибири, около 20%—на морских шельфах, 17—в Восточной Сибири и Республике Саха, менее 7 — в Урало-Поволжье и При-каспии, 3 — в Тимано-Печорском регионе и 1% — на Северном Кав­казе.

Западно-Сибирский регион — главная база нефтедобычи в России. Основные запасы нефти сосредоточены в Среднеобской нефтегазоносной обл., в пределах Ханты-Мансийского автоном­ного округа Тюменской обл, а также в Томской обл. В Западной Сибири до 40% нефти находится в уникальных по запасам место­рождениях: Самотлорском, Шаимском, Мегионском, Мамонтовском, Усть-Балыкском, Варьеганском. Волго-Уралъская нефтегазоносная провинция в админист­ративном отношении занимает Пермскую, Самарскую, Орен­бургскую, Саратовскую, Волгоградскую обл., республики Уд­муртия, Татарстан, Башкирия, а также частично земли Улья­новской, Свердловской, Пензенской обл. В провинции с начала разработки добыто свыше 6 млрд т нефти (почти столько же, сколько и в Западной Сибири). В настоящее время в Урало-По­волжье выявлено около 1 тыс. нефтяных и нефтегазовых место­рождений, среди которых крупнейшие: Ромашкинское, Альметь-евское, Шкаповское, Мухановское, Арланское, Ишимбаевское, Бавлинское. Наблюдается старение местной сырьевой базы и ухудшение ее технико-экономических показателей. Будущее региона связано с развитием технологий, позволяющих извле­кать остаточные запасы нефти.

Тимано-Печорская провинция расположена на территории Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангель­ской обл. Наиболее крупные месторождения: Усинское, Возейское, Харьягинское, Ярегское.

Северо-Кавказская нефтегазовая провинция охватывает тер­ритории Краснодарского и Ставропольского краев, Ростовской обл., республик Адыгея, Кабардино-Балкария, Ингушетия, Чечня, Дагестан. На Северном Кавказе открыто около 200 неф­тяных и комплексных месторождений.

Значительный потенциал и перспективы нефтедобычи в Рос­сии связаны с нефтегазоносностью Восточной Сибири, Дальнего Востока, а также шельфов Баренцева и Охотского морей. Сейчас сеть магистральных нефтепроводов обеспечивает по­ставку свыше 95% всей добываемой нефти при средней дально­сти перекачки 2300 км. Продвижение добычи нефти в восточные и северные районы России зависит от расширения сети и уве­личения мощности нефтепроводного транспорта.

Сум­марная протяженность системы транспортировки западно-сибир­ской нефти — 35 тыс. км. Из Ханты-Мансийского автономного округа во многие регионы России и ближнего зарубежья идут 10 магистральных нефтепроводов: 1) Шаим — Тюмень — Кур­ган — Челябинск; 2) Усть-Балык — Нижневартовск — Курган — Самара — Лисичанск — Кременчуг — Херсон — Одесса; 3) Сур­гут — Пермь — Нижний Новгород — Ярославль — Полоцк — Мажейкяй (Литва) с ответвлением на Новополоцк (Белоруссия) и Вентспилс (Латвия); 4) Нижневартовск — Парабель — Омск — Курган — Челябинск; 5) Нижневартовск — Александровское — Анжеро-Судженск — Ачинск — Красноярск; 6) Нижневартовск — Анжеро-Судженск — Новосибирск — Омск; 7) Самотлор — Ан­жеро-Судженск — Красноярск — Иркутск; 8) Южный Балык — Омск — Павлодар — Чимкент (Казахстан); 9) Усть-Балык — Пермь — Нижний Новгород — Ярославль—Кириши (Ленинград­ская обл.); 10) Усть-Балык — Курган — Альметьевск.

К числу магистральных относятся нефтепровод «Дружба», по которому идет нефть на экспорт по маршруту Самара — Унеча — Мозырь — Брест — страны Восточной и Центральной Европы (Польша, Чехия, Словакия, Венгрия, Югославия, Германия), неф­тепроводы Самара — Тихорецкая — Новороссийск и Ухта — Яро­славль, по нему перекачивают нефть из Республики Коми, а также транзитный для России нефтепровод Баку — Новороссийск. Нефть, поступающая в порты Новороссийск, Одессу (Украина) и Вентспилс (Латвия), далее отправляется на экспорт танкерным флотом. Новыми портами вывоза сырой нефти и нефтепродук­тов на экспорт недавно стали терминалы на северном побережье Финского залива в Ленинградской обл. — г. Приморск и в бухте Батарейной.

Размещение предприятий нефтеперерабатывающей про­мышленности в большей степени сориентировано на потреби­телей нефтепродуктов. В России в настоящее время работают 26 крупных нефтепе­рерабатывающих заводов (НПЗ). Основные мощности российских предприятий нефтепереработки распола­гаются на Урале (24%), в Поволжье (17%) и в Центральном эконо­мическом районе (15%)..

Намечаются новые экс­портные маршруты сырой нефти. Наиболее реально объединение действующих нефтепроводов «Дружба» и «Адрия» с подачей нефти в хорватский порт Омишаль (5 млн т уже в 2003 г., а макси­мально до 15 млн т в год

Http://www. voronova-on. ru/formurovanue/black/index. html

Доля России в мировых разведанных запасах нефти составляет 13 % – 2 место в мире после Саудовской Аравии.

Общие геологические запасы нефти по территории страны размещены неравномерно. Выделяются следующие нефтеносные провинции: Западно-Сибирская (9,1 млрд. тонн доказанных запасов), Урало-Поволжская (2 млрд. тонн доказанных запасов), Баренцевоморско-Печорская (1 млрд. тонн доказанных и 1 млрд. тонн потенциальных запасов), Северо-Каспийская (300 млн. тонн доказанных запасов), Восточно-Сибирская (2 млрд. тонн потенциальных запасов), Сахалинская (1 млрд. тонн потенциальных запасов), Камчатская (1 млрд. тонн потенциальных запасов) и Чукотская (1 млрд. тонн потенциальных запасов).

В настоящее время по добычи нефти Россия занимает 2 место в мире после Саудовской Аравии (табл. 32).

До сороковых годов ХХ века более 90 % нефти в стране добывалось на Кавказе (главным образом в Апшеронском и Грозненском районах). К 1960 году основной центр добычи смещается в Урало-Поволжье (70 % добычи). В 1970-е ведущей нефтедобывающей базой становится Западно-Сибирская провинция, на долю которой в настоящее время приходится около 68 % добычи.

В Среднем Приобье (Ханты-Мансийский автономный округ) добывается 80 % нефти Западной Сибири. Здесь сформировался один из самых мощных в мире комплексов по добычи нефти и попутного нефтяного газа. Построены десятки так называемых организующих центров – городов, вокруг которых концентрируются вахтовые поселки. Запасы нефти в Западной Сибири выработаны более чем на 30 %. Вторым крупным районом добычи нефти является Волго-Уральский район. Здесь нефть добывается с 1930-х годов, а пик добычи был достигнут в 1970-е годы. В настоящее время здесь добывается более 20 % российской нефти (Татарстан, Башкортостан, Самарская область и др.). Запасы нефти выработаны более чем на 70 %. В перспективе добыча нефти будет сдвигаться в Восточную Сибирь и Дальний Восток, на шельф Каспийского, Баренцева и Охотского морей.

В 2009 году из России было экспортировано 246 млн. тонн нефти – 49,8 % от добычи.

К нефтяной промышленности относят также её первичную переработку, которая сконцентрирована на НПЗ – нефтеперерабатывающих заводах. Их основная продукция: бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо. В России выделяют три профиля НПЗ: топливный, топливно-масляный, топливно-нефтехимический.

На российских НПЗ перерабатывается ½ добываемой нефти. Средняя глубина переработки сырья, по причине устаревших технологий, остается достаточно низкой – менее 80% (в 1975 – 58 %). Основной принцип размещения НПЗ – тяготение к крупным ареалам потребления нефтепродуктов и экспортным морским терминалам. Вместе с тем, первые НПЗ в стране создавались в старых районах добычи нефти или вдоль волжского речного пути. Причина – отсутствие до начала 1960-х годов магистральных нефтепроводов.

Сейчас на территории страны функционирует 27 крупных НПЗ и около 80 мини-заводов, причем около 15 % производства бензина сконцентрировано на территории Башкортостана, 10 % – Самарской области. Самый «современный» из крупных НПЗ России – Ачинский, построен в 1982 году[4]. Устаревшие технологии приводят к тому, что на внутреннем рынке нарастает дефицит высококачественных марок бензина (95 и 98). Парадокс: страна, добывающая почти 500 млн. тонн нефти ежегодно, может перейти к импорту высококачественного бензина.

Чем больше мощность НПЗ, тем больше транспортный радиус его сбытовой зоны. По причине малого количества НПЗ в России их сбытовые зоны очень обширны по площади. Соответственно в цене бензина велика доля транспортных издержек по его доставке на нефтебазы и автозаправочные станции. В перспективе можно ожидать появления в стране значительного количества приближенных к потребителям мини-заводов по переработки нефти в топливо.

Http://poznayka. org/s3755t1.html

Потребление моторных топлив в расчете на одного жителя России существенно ниже среднеевропейского и американского уровня потребления. Потребление автобензина на душу населения в России более, чем в 2 раза отстает от стран Западной Европы и в 5-7 раз от уровня Канады и США. Потребление дизельных топлив в России также в 2-2,5 раза ниже уровня душевого потребления США, Канады и стран Западной Европы. Потребление топочных мазутов на душу населения в России составляет 29% от потребления (переработки) нефти, в то время как в странах Западной Европы – от 5% до 11%, в Северной Америке – от 3% до 9%, в Японии – около 12%.

В России доля неэтилированных бензинов составляет 32-36%, при этом удельный вес высокооктановых сортов не превышает 25%, доля малосернистого дизельного топлива с содержанием серы (до 0,2%) составляет 68-72%.

Лишь 25% вырабатываемых в России смазочных масел отвечают требованиям европейских и мировых стандартов. В Москве более 30% применяемых моторных и трансмиссионных масел – это импортные масла известных мировых компаний Shell, Mobil Unocal, Neste, Castrol, Texaco и другие.

95% российской нефти и преобладающее количество нефтепродуктов транспортируется по трубопроводам компании "Транснефть". Общая протяженность магистральных нефтепроводов составляет 48,5 тыс. км. В 1997 г. по ним было перекачено 300 млн. т нефти и 22 млн. т нефтепродуктов. Около 25% нефтепроводов эксплуатируются более 30 лет. Ежегодно 20-25% трубопроводов различного назначения требуют замены из-за коррозийного износа.

Нефтеперерабатывающая промышленность в нашей стране была создана в 1950-1980-е г. г. В условиях роста добычи нефти и роста потребления топочного мазута в теплоэнергетике, технологическая база нефтепереработки в советский период формировалась без достаточного развития процессов, определяющих глубину переработки нефтяного сырья и потребительские и экологические свойства нефтепродуктов.

В результате сейчас в большинстве российских нефтяных компаний переработка нефти не сбалансирована с её добычей. Такое положение дел вызвано чрезмерным стремлением компаний экспортировать сырую нефть. На фоне такой картины большую озабоченность вызывает тот факт, что, несмотря на наличие богатых запасов углеводородного сырья, по уровню развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности Россия серьёзно отстаёт от развитых стран, в первую очередь по качественным показателям и глубине переработки нефти.

Сейчас в России нефть добывается на 1031 месторождении, причём почти три четверти разработанных нефтяных месторождений находятся в Западной Сибири. Несмотря на то, что в среднем по стране месторождения нефти выработаны на 44,3%, пока нет оснований опасаться сокращения нефтедобычи из-за истощения нефтересурсов. Данные о запасах нефти на территории России по сведениям из отечественных и зарубежных источников несколько расходятся. Но и те, и другие источники признают, что добыча нефти по сравнению с её запасами ведётся опережающими темпами. Так по данным "Oil and Gas Journal" на начало 1998 г. на долю России приходится 4,8% мировых запасов нефти и 9,1% мировой добычи. По данным Минтопэнерго РФ наша страна располагает 12,9% мировых запасов нефти, а её добыча составляет 15,6% мировой.

Правда, в 1997 г. первичная переработка нефти увеличилась по сравнению с уровнем предыдущего года в 13 из 24 нефтеперерабатывающих регионов. Однако, несмотря на то, что производственная деятельность предприятий химической и нефтехимической промышленности за прошедший год характеризовалась увеличением объёма производства на 2%, трудно говорить о стабилизации в отрасли, так как перед нефтяной промышленностью возникло серьёзное препятствие – падение мировых цен на нефть. В условиях современной ситуации это грозит нарушить весь экономический баланс России, одним из основ которого является экспорт энергоресурсов. В 1997 г. Россия экспортировала 118 млн. т сырой нефти и 60 млн. т различных нефтепродуктов. Снижение цен на нефть грозит потерей до 30 млрд. долларов в год.

Найти выход из этой ситуации – одна из наиболее актуальных задач. Перед нефтяными компаниями стоит сложная задача: сохранить экспорт или переориентироваться на внутренний рынок. Переориентация на внутренний рынок чревата жестокой конкурентной борьбой, проблемой неплатежей, которые лихорадят внутренний рынок, поиском на внутреннем рынке новых ниш, позволяющих получать реальный, стабильный доход. К этим проблемам нужно добавить повсеместное падение спроса на продукцию нефтепереработки, рост тарифов на ресурсы и услуги, устаревшую, затратную технологию переработки нефти. На первом месте, конечно, стоит вопрос о том, в состоянии ли отечественная нефтеперерабатывающая промышленность переработать всю или, по крайней мере, большую часть добываемой в стране нефти.

По данным ИнфоТЭК, добыча нефти российскими вертикально-интегрированными компаниями составляет 301,3 млн. т в год, а переработка нефти в 1997 г. не превысила 178 млн. т., т. е. в России добывается нефти в 1,7 раза больше, чем перерабатывается. Между тем, суммарные мощности российской нефтепереработки сегодня оцениваются в 310 млн. т в год сырой нефти. Средняя же загрузка российских НПЗ сырьём составляет примерно 55-60%. Таким образом, казалось бы, с точки зрения наличия ресурсов производственных мощностей было бы возможно повернуть нефтяной поток вспять и, переработав нефтяное сырьё в товарную продукцию, реализовать её как на внутреннем, так и на внешнем рынке со значительно большей прибылью. Однако не всё так просто. Ниже для сравнения приведены мировые мощности переработки нефти (млн. т):

Http://www. chem. msu. su/rus/journals/xr/oil. html

Добавить комментарий