Современный нефтеперерабатывающий завод

Отправимся в воображаемую экскурсию на НПЗ (нефтеперерабатывающий завод) и для простоты будем считать, что он производит лишь бензин, керосин, дизельное и другие топлива, смазочные масла и кокс.

Этого, уверяем вас, для первого раза более чем достаточно. Ведь только в стандартах на бензины не менее десятка обязательных показателей. Их разброс по отдельным компонентам очень широк. Всего же на современном нефтеперерабатывающем заводе выделяют до 15—20 компонентов. И количества их разные—от десятков тысяч до миллионов тонн в год. Да добавьте к этому разную себестоимость компонентов и разные цены на различные марки бензина. В общем, только компьютеры на основе соответствующих экономико-математических моделей позволяют получать оптимальные решения производственных задач, обеспечивают получение всех заданных марок топлива при условии получения максимальной прибыли. Или при минимальных затратах нефти—что выгоднее в данный момент.

Всякий нефтеперерабатывающий завод состоит как бы из двух блоков: блока производства компонентов и блока смешения. В блок производства входят технологические установки; блок смешения—это, главным образом, резервуары и насосы.

Производственный цикл начинается с ЭЛОУ. Это сокращение означает “электрообессоливающая установка”. Для чего она нужна?

Как мы уже знаем в нефти есть минеральные примеси, в том числе и соли: хлориды, сульфаты и другие. В некоторых сортах нефти содержатся и минеральные кислоты. Все эти соединения необходимо выделить из нефти, так как они, во-первых, вызывают коррозию аппаратуры, а, во-вторых, являются каталитическими ядами, то есть ухудшают протекание многих химических процессов последующей переработки нефти. И наконец: в-третьих, соли не в лучшую сторону влияют на качество бензина, дизельного топлива и масел.

Обессоливание начинают с того, что нефть забирают из заводского резервуара, смешивают ее с промывной водой, деэмульгаторами, щелочью (если в сырой нефти есть кислоты). Затем смесь нагревают до 80—120°С и подают в электродегидратор. Здесь под воздействием электрического поля и температуры вода и растворенные в ней неорганические соединения отделяются от нефти.

Требования к процессу обессоливания жесткие—в нефти должно остаться не более 3—4 мг/л солей и около 0,1% воды. Поэтому чаще всего в производстве применяют двухступенчатый процесс, и нефть после первого попадает во второй электродегидратор.

После этого нефть считается пригодной для дальнейшей переработки и поступает на первичную перегонку.

Как мы уже знаем, нефть представляет собой смесь тысяч различных веществ. Даже сегодня, при наличии самых изощренных средств анализа: хроматографии, ядерно-магнитного резонанса, электронных микроскопов—далеко не все эти вещества полностью определены. Что же говорить о делах столетней давности? Конечно, наши предшественники определяли состав нефти с достаточной мерой приближения.

Впрочем, надо отдать должное их практической сметке: довольно скоро они сообразили, что независимо от сложности состава переработку нефти все равно надо начинать с перегонки. Как можно убедится по схеме, первый нефтеперегонный завод в России был очень прост и весь процесс состоял только из прегонки.

Смысл этого процесса довольно прост. Как и все другие соединения, любой жидкий углеводород нефти имеет свою температуру кипения, то есть температуру, выше которой он испаряется. (Температура кипения возрастает по мере увеличения числа атомов углерода в молекуле. Например, бензол С6Н6 кипит при 80,1 °С, а толуол С7Н8 при 110,6°С). И наоборот, если пары бензола охладить ниже температуры кипения, он снова превратится в жидкость. На этом свойстве и основана перегонка (к слову сказать, даже само название “нефть” происходит от арабского nafatha, что в переводе означает “кипеть”).

Предположим, мы поместили нефть в перегонный куб— огромный чан с крышкой, и начали ее нагревать. Как только температура жидкости перейдет за 80 °С, из нее испарится весь бензол, а с ним и другие углеводороды с близкими температурами кипения. Тем самым мы отделим от нефти фракцию от начала кипения до 80 °С, или н. к.—80 °С, как это принято писать в литературе по нефтепереработке.

Продолжим нагрев и поднимем температуру в кубе еще на 25 °С. При этом от нефти, отделится следующая фракция— углеводороды С7, которые кипят в диапазоне 80—105 °С. И так далее, вплоть до температуры 350 °С. Выше этого предела температуру поднимать нежелательно, так как в остающихся углеводородах содержатся нестабильные соединения, которые при нагреве осмоляют нефть, разлагаются до углерода и способны закоксовать, забить смолой всю аппаратуру.

Введем одно техническое новшество – вместо дробной перегонки в периодически работающих кубах, внедрим ректификационную колонну. Для этого над кубом, в котором нагревают нефть, водрузим высокий цилиндр, перегороженный множеством, ректификационных тарелок. Их конструкция такова, что поднимающиеся вверх пары нефтепродуктов, могут частично конденсироваться, собираться на этих тарелках и по мере накопления на тарелке жидкой фазы сливаться вниз через специальные сливные устройства. В то же время парообразные продукты продолжают пробулькивать через слой жидкости на каждой тарелке.

Температура в ректификационной колонне снижается от куба к самой последней, верхней тарелке. Если в кубе она, скажем, 380 °С, то на верхней тарелке она должна быть не выше 35-40 °С, чтобы сконденсировать и не потерять все углеводороды C5, без которых товарный бензин не приготовить. Верхом колонны уходят несконденсировавшиеся углеводородные газы С1-С4. Все, что может конденсироваться, остается на тарелках.

Таким образом, достаточно сделать отводы на разной высоте, чтобы получать фракции перегонки нефти, каждая из которых кипит в заданных температурных пределах. Фракция имеет свое конкретное назначение и в зависимости от него может быть широкой или узкой, то есть выкипать в интервале двухсот или двадцати градусов.

С точки зрения затрат, чем грубее перегонка, чем более широкие фракции получаются в итоге, тем она дешевле. Ведь при всякой ректификации происходят достаточно сложные процессы тепло – и массообмена. На каждой тарелке происходят испарение и конденсация. Мы должны нагреть жидкость до температуры кипения, затем добавить еще энергию, чтобы ее испарить (с учетом скрытой теплоты парообразования). Потом, когда пары конденсируются, эта энергия выделяется. Но вот использовать ее удается далеко не полностью – слишком много энергии при таких переходах безвозвратно теряется.

И чем более узкие фракции мы хотим получить, тем выше должны быть колонны. Тем больше в них должно быть тарелок, тем больше раз одни и те же молекулы должны, поднимаясь вверх с тарелки на тарелку, перейти из газовой фазы в жидкую и обратно. Для этого нужна энергия. Ее подводят к кубу колонны в виде пара или топочных газов.

Как везде в технике, в нефтепереработке не любят лишних затрат. Поэтому нефть поначалу перегоняли на широкие фракции. Это прежде всего бензиновая фракция (прямогонный бензин); она кипит от 40-50 °С до 140-150 °С. Далее следует фракция реактивного топлива (140-240 °С), затем дизельная (240-350 °С).

Остатком перегонки нефти был мазут. Поначалу его практически целиком сжигали как котельное топливо. И только с изобретением крекинга, о котором речь дальше, появилась возможность использовать и, его.

В принципе нефть можно перегнать в одной колонне, отбирая фракции с расположенных на разной высоте тарелок. Но мы уже убедились, что это невыгодно как по затратам энергии, так и по затратам на оборудование. Поэтому на практике перегонку (или, как говорят специалисты, разгонку), проводят в нескольких колоннах. Обычно их пять. На первой колонне выделяется легкая бензиновая фракция, которая затем конденсируется в специальном холодильнике-конденсаторе и уже в жидком виде отправляется в стабилизационную колонну.

Зачем нужна стабилизация? Дело в том, что вместе с легкой бензиновой фракцией на первой колонне отгоняются и легкие углеводородные газы С3 – C5. Они легкокипящие, поэтому при обычной комнатной температуре 20-25 °С улетучиваются из жидкой углеводородной массы (содержание их в растворе обратно пропорционально температуре). Между жидкостью и газовой фазой устанавливается термодинамическое равновесие, соответствующее данной температуре.

Это означает, что строго определенное число молекул, например бутана С4Н10, переходит в единицу времени из жидкой фазы в газовую и обратно. Тем самым над поверхностью бензина создается как бы газовая подушка, от которой зависит такой важный показатель качества бензина, как давление насыщенных паров. Понятно, чем больше пропана С3Н8 и бутана С4Н10 осталось растворенными в бензине, тем выше давление паров, то есть тем выше концентрация пропана и бутана также над поверхностью бензина при данной температуре.

Практическое значение данного показателя очень велико. От него зависит испаряемость бензина в карбюраторе, сам процесс карбюрации и последующее сгорание топливно-воздушной смеси в цилиндрах двигателя. Легкие фракции бензина иногда называют пусковыми. Если их мало, то двигатель заводится с трудом, особенно зимой. Именно по этой причине в ГОСТе на бензин оговаривается, что давление насыщенных паров бензина для зимних сортов должно быть 66-92 кПа (500-700 мм рт. ст.), а для летних не более 66,5 кПа.

Почему же летом “не более”? По двум причинам. Во-первых, потому что повышенное содержание легких газов в бензине способно нарушить систему топливоподачи из-за образования локальных газовых пробок, а во-вторых, чтобы сократить потери бензина за счет испарения. Приходилось ли вам открывать в жаркий летний день канистру с бензином? Если да, то вспомните, как из-под крышки, стоит ее лишь приоткрыть, тотчас выплескивается бензин. Точно так же брызжет шампанское из плохо охлажденной бутылки.

А теперь представьте себе путь бензина от нефтеперерабатывающего завода до автомобильного бака. Его многократно перекачивают из резервуара в резервуар, затем в железнодорожные цистерны, лотом в автоцистерны и т. д. Все процессы транспортировки и хранения бензина ведутся под давлением, таковы требования техники безопасности. Но уплотнения оборудования не идеальны. Бензин то и дело непосредственно соприкасается с атмосферой, при этом происходит его испарение, а значит – потери. Они тем выше, чем больше давление насыщенных паров. Поэтому и нужна стабилизационная колонна, где в случае необходимости из бензина специально удаляют бутан, чтобы этот показатель укладывался в предусмотренные ГОСТом пределы.

Но мы несколько отвлеклись. Итак, на первой колонне выделяется только легкий бензин. Оставшаяся нефть поступает на вторую колонну, где с верха отбирают весь остальной, тяжелый бензин, а с боковых отводов – керосиновую и дизельную фракции. Снизу выделяется мазут.

Тяжелый бензин также стабилизуется на специальной колонне. Керосиновую и дизельную фракции на отдельной колонне освобождают дополнительно от примеси бензиновой фракции. Мазут же поступает в печь, нагревается до 400 °С и подается в куб вакуумной колонны. В зависимости от необходимости его здесь разделяют на вакуум-дистиллят (фракция 350 – 500 °С) и на гудрон, кипящий при температуре выше 500 °С. Иногда вакуум-дистиллят называют вакуум-газойлем.

Вакуум-дистиллят используют для получения котельных топлив. Гудрон же используют для производства асфальта, дорожных и строительных битумов.

Агрегаты первичной перегонки нефти получили название атмосферной или атмосферно-вакуумной трубчатки, поскольку они оборудованы трубчатыми печами для нагрева нефти. Иногда на нефтеперерабатывающих заводах, где переработка мазута не предусмотрена, вакуумная часть отсутствует.

И чтобы закончить с первичной перегонкой, несколько слов о том, как выглядят производственные установки. На современных нефтеперерабатывающих заводах обычно работают атмосферные трубчатки или атмосферно-вакуумные трубчатки мощностью 6 – 8 миллионов тонн перерабатываемой нефти в год. Обычно на заводе таких установок не одна, а две-три.

Первая атмосферная колонна представляет собой сооружение диаметром, например, 7 метров в нижней и 5 метров в верхней части. Высота колонны – 51 метр. По существу, это два цилиндра, поставленные один на другой. И это еще не самая большая подобная установка. Другие колонны, холодильники-конденсаторы, печи и теплообменники также выглядят достаточно внушительно и в то же время элегантно. Дизайнеры поработали и здесь.

Кроме обессоливания, обезвоживания и прямой перегонки на многих нефтезаводах есть еще одна операция переработки – вторичная перегонка. Ее еще называют зачастую четкой ректификацией. Задача этой технологии – получить узкие фракции нефти для последующей переработки. Продуктами вторичной, перегонки обычно являются бензиновые фракции, служащие для получения автомобильных и авиационных топлив, а также в качестве сырья для последующего получения ароматических углеводородов – бензола, толуола и других.

Типовые установки вторичной перегонки и по своему виду, и по принципу действия в общем-то очень похожи на агрегаты атмосферной трубчатки, только они гораздо меньше, можно сказать даже миниатюрны.

Вторичная перегонка завершает первую стадию переработки нефти: от обессоливания до получения узких фракций. По современным понятиям, это даже не полпути. Наступает очередь деструктивных процессов.

В отличие от физических по существу процессов перегонки, здесь уже происходят глубокие химические преобразования. Из одной большой молекулы можно получить несколько малых; прямоцепочечные углеводороды будут превращены в циклические или в разветвленные…

Первый патент на промышленную технологию крекинга взял Дж. Юнг в 1866 году. Называлось это техническое решение так:

“Способ получения керосина из тяжелой нефти перегонкой под давлением”. Термин “крекинг” (от английского слова cracking – расщепление) был введен в обиход позднее.

Первые крекинг-аппараты по существу представляли собой периодически работающие кубы, подобные тем, в которых осуществлялась обычная перегонка. Лишь в 1891 году наши соотечественники, известные инженеры – В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов, предложили новое устройство для крекинг-процесса. Это был трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществлялась принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подавались нагретые топочные газы.

Что же происходит при термическом крекинге? Под воздействием высокой температуры длинные молекулы, например алканов С20, разлагаются на более короткие – от С2 до С18. Углеводороды С8 – С10 – это бензиновая фракция, С15 – дизельная. Вообще при термическом крекинге происходят сложные рекомбинации осколков разорванных молекул с образованием более легких углеводородов. При этом одновременно происходит перераспределение процентного содержания углерода и водорода в сырье и продуктах.

Таким образом, если, например, превращать мазут в легкие бензиновые фракции, содержащие повышенные количества водорода, то одновременно должен образоваться и остаток, богатый углеродом. И такой остаток, действительно, образуется. В нем концентрируются смолы, кокс, серосодержащие соединения и минеральная часть нефти, не отмытая на ЭЛОУ. Этот крекинг-остаток затем обычно используют как компонент котельного топлива, смешивая его с мазутом, оставшимся от прямой перегонки нефти.

С изобретением крекинга глубина переработки нефти увеличилась. Выход светлых составляющих, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо (соляр) повысился с 40-45 до 55-60%. Но главное даже не в этом. Новая технология позволила повнимательнее присмотреться к мазуту, использовать его в качестве сырья для производства масел.

Колесная мазь появилась, наверное, чуть позже, чем само колесо, но тоже достаточно давно. Прямой смысл известного афоризма: “Не подмажешь – не поедешь”, – указывает на один из самых древних способов борьбы с трением.

Сначала для этой цели использовали животные жиры. Затем появился деготь-продукт термической перегонки некоторых сортов древесины. Впоследствии этот же деготь стали гнать из каменного угля. Но промышленная революция, быстрое развитие техники выдвигали все новые задачи. Механизмы вращались все быстрее, транспортные средства все наращивали скорость, а значит, все возрастали требования к смазке. Требовались смазочные масла со все большим спектром свойств: сверхвязкие и сверхтекучие, термостойкие и неосмоляющиеся, противозадирные и противоизносные. А главное – их требовалось с каждым годом все больше. И в конце концов смазочные масла стали делать из нефти.

К тому времени химики выяснили, что углеводороды подходящей структуры имеются в тех фракциях нефти, которые выкипают при температуре выше 350 °С. Правда, эти масляные фракции есть не во всякой

Http://xreferat. com/66/1565-1-neftepererabotka. html

1 Основные направления развития нефтеперерабатывающего производства в современных условиях. Ишмияров А. М. ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» Эффективность развития нефтеперерабатывающего производства в современных условиях обусловлена не столько институциональной его структурой и ее изменением, сколько степенью технической оснащенности и уровнем научнотехнического прогресса, соответствием производственной структуры спросу потребителей на продукты нефтеперерабатывающего производства, качеством и производительностью труда, заинтересованностью работников в результатах своей деятельности, потенциалом в обеспечении инвестиционными ресурсами и прочим. Однако, институциональное реформирование предприятий по переработке нефтяного сырья внесло значительные изменения в организацию производства и труда, методы хозяйствования, что повлияло на ускорение внедрения высокотехнологичных производственных процессов, являющихся главенствующими в увеличении экономической эффективности нефтеперерабатывающего производства и роста его конкурентоспособности. Растущая конкуренция на мировых рынках сбыта продукции нефтеперерабатывающего производства требует поиска новых технологических, производственно-технологических, финансовых, экологических и управленческих решений. Равенство многих конкурирующих предприятий требует кардинальной реорганизации всех направлений деятельности нефтеперерабатывающего производства, выработки не только стратегии минимизации затрат, но и оптимизации маркетинговых исследований, диверсификации производства и развития новых видов бизнеса. В настоящее время происходит консолидация и интеграция предприятий нефтедобычи, нефтепереработки и торговли путем приобретения акций, слияния, поглощения, кооперации и так далее. 1

2 2 Развитие нефтеперерабатывающего производства в этом направлении дает возможность его коренной модернизации на основе последних достижений научно-технического прогресса, что приводит к: – снижению средних удельных издержек за счет роста масштабов производства в результате его комбинирования и диверсификации; – экономии на трансакционных издержках за счет сокращения производственных отношений и перевода их во внутрипроизводственные связи; – повышению фондоотдачи продукции за счет увеличения использования производственных мощностей и объектов инфраструктуры; – повышению выхода целевых продуктов из единицы нефтяного сырья; – экономии всех видов ресурсов. Подтверждением сказанному служит пример приобретения нефтедобывающей компанией «Лукойл» контрольного пакета акций нижегородской компании «НОРСИ-ойл» и входившего в нее нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Приобретенный завод имел крайне изношенные основные фонды, использовал производственные мощности на 21% и имел 6 млрд. руб. долга перед бюджетом и кредиторами. Консолидация «Лукойлом» в 2002 году 80% акций нижегородского НПЗ привела к коренному изменению его положения. Загрузка мощностей возросла в 3,2 раза; модернизирована значительная часть действующих установок; введены и вводятся новые современные установки, обеспечивающие выпуск автомобильных бензинов, которые отвечают требованиям Евро-3, а также марки Premium, спрос на который в связи с развитием двигателестроения постоянно растет; реконструирован товарно-сырьевой комплекс, позволивший значительно увеличить пропускную способность коллекторов железнодорожной эстакады и повысить емкость резервуарного парка хранения нефти на 100 тыс. м 3. Современный товарно-сырьевой комплекс нижегородского НПЗ в состоянии принять в год 16 млн. т. нефти, включая 4 млн. т. для налива в железнодорожные цистерны и дальнейшего экспорта. Таким образом было учтено выгодное географическое положение нижегородского НПЗ. Безусловно, такая крупномасштабная модернизация потребовала и потребует дальше, так как программа еще не завершена, крупных инвестиционных затрат, и без капитала нефтедобывающего комплекса реанимировать в сжатые сроки «умирающий» завод было бы сложно.

3 3 Произошедшая, с одной стороны, интеграция сырьевой базы с нефтеперерабатывающим производством, а с другой стороны, диверсификация деятельности компании «Лукойл» являются теми новыми формами бизнеса, который позволяет укрепить позиции предприятия на отечественном и мировом рынке нефтепродуктов. Экономическая эффективность диверсификации производства обусловлена рациональным использованием менеджмента, рабочей силы и средств производства, включая энергетические мощности, а также коммуникационного и транспортного хозяйства, то есть экономией живого и прошлого труда. Диверсификация нефтеперерабатывающего производства позволяет: – снизить коммерческий риск за счет увеличения ассортимента выпускаемой продукции, сокращения постоянных издержек и капитальных затрат; – блокировать конкуренцию; – широко использовать прогрессивные технологии; – экономить на издержках, обусловленных увеличением масштабов производства и его рационализацией; – преодолевать ограничения и торговые барьеры. В нефтеперерабатывающем производстве диверсификация может осуществляться по территориальному и отраслевому принципу. Территориальный основан на производственном единстве, когда все подразделения производства размещаются на одной территории. Отраслевой принцип базируется на технико – и финансово-экономическом единстве всех элементов и участков диверсифицированного производства. В этом случае отдельные производства могут быть территориально разобщены, а их единство, когда продукты одного производства служат сырьем другого, обеспечивается главным образом централизацией управления капиталом и затратами. Выбор направления развития нефтеперерабатывающего производства должен осуществляться на основе анализа и прогноза рынка нефтепродуктов, потенциала производственных мощностей и возможностей их расширения, технологической структуры нефтепереработки, потребности в инвестиционных ресурсах и так далее. В свою очередь, потребность в инвестициях рассчитывается на основе производственных издержек по тому или иному направлению и получения необходимой для дальнейшего развития прибыли.

4 Производственные издержки определяются качеством перерабатываемого нефтяного сырья, действующей технологической схемой его переработки, структурой и качеством готовых нефтепродуктов. Нефтеперерабатывающее производство находится в жестких экономических и ценовых границах, определяемых ценой на нефтяное сырье, производственной себестоимостью и ценами реализации нефтепродуктов. Причем, предприятие имеет крайне незначительное влияние на первую и третью составляющие, но может значительно повлиять на уровень производственных затрат. Основными факторами, влияющими на уровень себестоимости нефтеперерабатывающего производства, являются: – выход целевых продуктов из единицы нефтяного сырья; – использование отходов производства; – уровень использования производственных мощностей и фондоотдача; – качество выпускаемой продукции и уровень мероприятий по его обеспечению; – производительность труда и существующая на предприятии система его стимулирования; – коэффициент сложности нефтеперерабатывающего производства; – уровень квалифицированности технологической схемы переработки нефтяного сырья, обуславливающей качество получаемых продуктов; – технологическая структура предприятия. Понятие коэффициента сложности нефтеперерабатывающего производства во 2-ой половине 20-го века ввел ученый Вилбур Е. Нельсон для оценки степени сложности технологических процессов, базирующейся на стоимости технологических установок и их производительности. По его классификации все нефтеперерабатывающие производства делятся на простые, сложные и очень сложные. На простых осуществляется перегонка сырой нефти, гидроочистка средних дистиллятов и каталитический риформинг. На сложных к перечисленному обычно добавляются установки крекинга, алкилирования и газофракционирования. Очень сложные производства представляют собой нефтехимические комбинаты, на которых, помимо названных процессов, осуществляется более глубокое извлечение из нефтяного сырья полезных компонентов и производство на их основе новых целевых продуктов. 4

5 В настоящее время в научной литературе и практической деятельности используются такие понятия, как «уровень квалифицированности технологической системы», характеризующий долю вторичных процессов по отношению к объему первичной переработки нефти (Гермаш В. М., Малышев Ю. М.) и «уровень технологической структуры нефтеперерабатывающего производства». Суть последнего термина состоит «в наборе технологических процессов, их оптимальной структуре, диктуемой современными требованиями рынка нефтепродуктов и достижениями в технологии и технике переработки нефти» [2, с.178]. Приведенные понятия характеризуют уровень прогрессивности технологической структуры нефтеперерабатывающего производства, наличие в нем вторичных процессов: чем выше уровень последних, тем прогрессивнее и динамичнее технологическая структура переработки нефтяного сырья, более высокий показатель добавленной стоимости, выше экспортный потенциал за счет производства нефтепродуктов, отвечающих требованиям не только отечественного, но и мирового рынка. Развитие вторичных процессов приводит не только к росту качества, но и к увеличению выхода целевых продуктов из единицы перерабатываемого сырья, в том числе и за счет углубленной переработки остатков перегонки нефти. К сожалению, на нефтеперерабатывающих предприятиях России проблеме переработки остатков перегонки нефти, а также внедрению таких вторичных процессов как гидрокрекинг, изомеризация бензиновых фракций, алкилирование и другое уделяется крайне незначительное внимание из-за недостатка собственных финансовых ресурсов и дорогих кредитов. Высокий банковский процент за заемные ресурсы является основной причиной того, что модернизация на большинстве нефтеперерабатывающих предприятий в России осуществляется в основном за счет собственных средств, а не кредитных, как это принято в Западных компаниях. В настоящее время соотношение собственных и кредитных средств в реконструкцию и модернизацию производства составляет ориентировочно 70 к 30. Между тем, на рынках нефтепродуктов растет спрос на автомобильные бензины с высоким октановым числом, низким содержанием серы и ароматики, отвечающих требованиям Евро-3 и Евро-4, на дизельное топливо с содержанием серы 335 ppm и ниже и другие продукты, полученные за счет развития вторичных процессов. 5

6 Уровень, степень развития вторичных процессов в нефтеперерабатывающем производстве характеризует его конкурентоспособность. В настоящее время доля вторичных процессов по отношению к перерабатывающим мощностям в России, в разрезе заводов по оценкам специалистов, колеблется от 57 до 70%, тогда как в Западной Европе и США 89-93%. Между тем, именно уровень вторичных процессов влияет на глубину переработки и на уровень образования отходов производства. Эффективное использование нефтяного сырья это не только углубление его переработки, но и более полное извлечение ценных углеводородов и компонентов, которые используются для производства высококачественных смазочных масел, синтетического каучука, парафинов, являющихся ценным сырьем для нефтехимического и микробиологического синтеза и прочего. Между тем, выход готовых продуктов из единицы нефтяного сырья на большинстве нефтеперерабатывающих предприятий низок. Так, подсчеты показали, что только учтенные отходы на заводах по переработке нефтяного сырья мощностью до 5,8 млн. т. в год составляют 4,2-4,9%. При этом ежегодно утилизируется всего 4,5-4,8% отходов. Одним из важнейших направлений развития нефтеперерабатывающего производства, увеличивающего его конкурентоспособность, является повышение качества продукции. Стоимость качества отражает отношение потребителя к цене продукта. В свою очередь, результативность производства отражает его прибыльность, а затраты на обеспечение качества эффективность использования производственных ресурсов сырья, труда, капитала, производственных фондов. Главной целью любого предприятия является улучшение его коммерческой результативности, повышение прибыльности. В решении этой задачи важную роль играет совершенствование деятельности на основе оптимального управления экономикой качества. Эффективность управления качеством подразумевает измерение степени улучшения требуемых результатов качества. Измерение затрат на обеспечение качества невозможно без установления нормы ожидаемого улучшения. Эта норма должна формировать остальные задачи предприятия, особенно такие, как продажи и прибыль. Поставленные задачи в отношении затрат на качество должны гарантировать и обеспечивать как прибыльность, так и качество. 6

7 7 Путь к достижению заданных параметров качества это выполнение всеми цехами, отделами, подразделениями и каждым работником индивидуальных норм и заданий, вносящих вклад в решение общей задачи. Иными словами, специалисты по качеству, линейные контролеры, инспекторы сырья и материалов, контролеры готовой продукции, операторы и другие работники должны решать свои собственные задачи, чтобы достичь желаемых целей в отношении суммарных затрат на качество. Трудности заключаются в определении заранее приоритетной цели. Затем она становится обязательной для каждого подразделения. Этот процесс непрерывен и должен длиться на протяжении многих лет. Задачи, которые руководство предприятия ставит в отношении качества, спускаются сверху вниз подобно пирамиде, пик которой – общая цель предприятия, а основание формируется из индивидуальных задач отделов: маркетинга и сбыта, проектирования и разработок, снабжения и закупок, финансов и кадров и так далее, спускаясь вниз до самого низшего уровня, поддающегося измерению. Так, задачей отдела маркетинга и сбыта в обеспечении качества является представление ожиданий потребителя; отдела проектирования и разработок – предотвращение риска; отдела снабжения – аттестация изготовителей, продавцов, материалов и сырья; отдела финансов и бухгалтерии измерение затрат на обеспечение качества; отдела кадров – обучение и аттестация рабочих и разработка программ обучения по обеспечению качества. Общее руководство этих отделов (в области качества) должно быть возложено на Отдел управления качеством или Управляющего по качеству. Отдел управления качеством (Управляющий по качеству) должен отвечать за определенный (установленный) набор норм в отношении затрат на качество, отчет по затратам на обеспечение качества, базирующийся на анализе поступающей из всех подразделений предприятия информации по затратам на обеспечение качества на протяжении всего жизненного цикла продукции. Опираясь на это, можно рассчитать вклад отдела управления качеством в общую ежегодную прибыльность предприятия. Управление качеством на предприятии должно носить комплексный характер, что является залогом улучшения качества выпускаемой продукции и снижения расходов на качество. Секрет выпуска предприятиями продукции

8 8 требуемого качества и ассортимента кроется в тщательной разработке системы управления качеством и программы затрат на обеспечение качества. Комплексность системы управления качеством заключается в учете всех видов затрат и экономии живого и овеществленного труда на всех стадиях жизненного цикла продукции – на стадии исследований, разработок и производственного освоения продукции, ее серийного или массового выпуска, реализации и использования ее потребителями. Разработка программы затрат на обеспечение качества включает следующие мероприятия: – определение статей расходов на обеспечение качества; – определение структуры отчетности о расходах на качество, включая проведение необходимого анализа и контроля; – контроль программы, обеспечивающей решение задач в области улучшения качества выпускаемой продукции и снижения расходов на него. Контроль программы предусматривает осуществление постоянного обеспечения общего руководства программой затрат на качество, определения порядка и методов накопления данных о затратах на качество, составления отчетности и выявления путей повышения качества продукции. Литература. 1. Гермаш В. М., Малышев Ю. М. Технический прогресс и повышение эффективности нефтеперерабатывающего производства. Уфа: Башкирское книжное издательство, Кабалов А. Г., Сайфуллин Н. Р., Нигматулин Р. Г., Малышев Ю. М., Докучаев Е. С., Зимин А. Ф., Гермаш В. М. Экономическая оценка в управлении качеством на нефтеперерабатывающем предприятии. Уфа, Будет как новенький // Нефть и капитал,

Http://docplayer. ru/34067780-Osnovnye-napravleniya-razvitiya-neftepererabatyvayushchego-proizvodstva-v-sovremennyh-usloviyah. html

Отправимся в воображаемую экскурсию на НПЗ (нефтеперерабатывающий завод) и для простоты будем считать, что он производит лишь бензин, керосин, дизельное и другие топлива, смазочные масла и кокс.

Этого, уверяем вас, для первого раза более чем достаточно. Ведь только в стандартах на бензины не менее десятка обязательных показателей. Их разброс по отдельным компонентам очень широк. Всего же на современном нефтеперерабатывающем заводе выделяют до 15—20 компонентов. И количества их разные—от десятков тысяч до миллионов тонн в год. Да добавьте к этому разную себестоимость компонентов и разные цены на различные марки бензина. В общем, только компьютеры на основе соответствующих экономико-математических моделей позволяют получать оптимальные решения производственных задач, обеспечивают получение всех заданных марок топлива при условии получения максимальной прибыли. Или при минимальных затратах нефти—что выгоднее в данный момент.

Всякий нефтеперерабатывающий завод состоит как бы из двух блоков: блока производства компонентов и блока смешения. В блок производства входят технологические установки; блок смешения—это, главным образом, резервуары и насосы.

Производственный цикл начинается с ЭЛОУ. Это сокращение означает “электрообессоливающая установка”. Для чего она нужна?

Как мы уже знаем в нефти есть минеральные примеси, в том числе и соли: хлориды, сульфаты и другие. В некоторых сортах нефти содержатся и минеральные кислоты. Все эти соединения необходимо выделить из нефти, так как они, во-первых, вызывают коррозию аппаратуры, а, во-вторых, являются каталитическими ядами, то есть ухудшают протекание многих химических процессов последующей переработки нефти. И наконец: в-третьих, соли не в лучшую сторону влияют на качество бензина, дизельного топлива и масел.

Обессоливание начинают с того, что нефть забирают из заводского резервуара, смешивают ее с промывной водой, деэмульгаторами, щелочью (если в сырой нефти есть кислоты). Затем смесь нагревают до 80—120°С и подают в электродегидратор. Здесь под воздействием электрического поля и температуры вода и растворенные в ней неорганические соединения отделяются от нефти.

Требования к процессу обессоливания жесткие—в нефти должно остаться не более 3—4 мг/л солей и около 0,1% воды. Поэтому чаще всего в производстве применяют двухступенчатый процесс, и нефть после первого попадает во второй электродегидратор.

После этого нефть считается пригодной для дальнейшей переработки и поступает на первичную перегонку.

Как мы уже знаем, нефть представляет собой смесь тысяч различных веществ. Даже сегодня, при наличии самых изощренных средств анализа: хроматографии, ядерно-магнитного резонанса, электронных микроскопов—далеко не все эти вещества полностью определены. Что же говорить о делах столетней давности? Конечно, наши предшественники определяли состав нефти с достаточной мерой приближения.

Впрочем, надо отдать должное их практической сметке: довольно скоро они сообразили, что независимо от сложности состава переработку нефти все равно надо начинать с перегонки. Как можно убедится по схеме, первый нефтеперегонный завод в России был очень прост и весь процесс состоял только из прегонки.

Смысл этого процесса довольно прост. Как и все другие соединения, любой жидкий углеводород нефти имеет свою температуру кипения, то есть температуру, выше которой он испаряется. (Температура кипения возрастает по мере увеличения числа атомов углерода в молекуле. Например, бензол С6Н6 кипит при 80,1 °С, а толуол С7Н8 при 110,6°С). И наоборот, если пары бензола охладить ниже температуры кипения, он снова превратится в жидкость. На этом свойстве и основана перегонка (к слову сказать, даже само название “нефть” происходит от арабского nafatha, что в переводе означает “кипеть”).

Предположим, мы поместили нефть в перегонный куб— огромный чан с крышкой, и начали ее нагревать. Как только температура жидкости перейдет за 80 °С, из нее испарится весь бензол, а с ним и другие углеводороды с близкими температурами кипения. Тем самым мы отделим от нефти фракцию от начала кипения до 80 °С, или н. к.—80 °С, как это принято писать в литературе по нефтепереработке.

Продолжим нагрев и поднимем температуру в кубе еще на 25 °С. При этом от нефти, отделится следующая фракция— углеводороды С7, которые кипят в диапазоне 80—105 °С. И так далее, вплоть до температуры 350 °С. Выше этого предела температуру поднимать нежелательно, так как в остающихся углеводородах содержатся нестабильные соединения, которые при нагреве осмоляют нефть, разлагаются до углерода и способны закоксовать, забить смолой всю аппаратуру.

Введем одно техническое новшество – вместо дробной перегонки в периодически работающих кубах, внедрим ректификационную колонну. Для этого над кубом, в котором нагревают нефть, водрузим высокий цилиндр, перегороженный множеством, ректификационных тарелок. Их конструкция такова, что поднимающиеся вверх пары нефтепродуктов, могут частично конденсироваться, собираться на этих тарелках и по мере накопления на тарелке жидкой фазы сливаться вниз через специальные сливные устройства. В то же время парообразные продукты продолжают пробулькивать через слой жидкости на каждой тарелке.

Температура в ректификационной колонне снижается от куба к самой последней, верхней тарелке. Если в кубе она, скажем, 380 °С, то на верхней тарелке она должна быть не выше 35-40 °С, чтобы сконденсировать и не потерять все углеводороды C5, без которых товарный бензин не приготовить. Верхом колонны уходят несконденсировавшиеся углеводородные газы С1-С4. Все, что может конденсироваться, остается на тарелках.

Таким образом, достаточно сделать отводы на разной высоте, чтобы получать фракции перегонки нефти, каждая из которых кипит в заданных температурных пределах. Фракция имеет свое конкретное назначение и в зависимости от него может быть широкой или узкой, то есть выкипать в интервале двухсот или двадцати градусов.

С точки зрения затрат, чем грубее перегонка, чем более широкие фракции получаются в итоге, тем она дешевле. Ведь при всякой ректификации происходят достаточно сложные процессы тепло – и массообмена. На каждой тарелке происходят испарение и конденсация. Мы должны нагреть жидкость до температуры кипения, затем добавить еще энергию, чтобы ее испарить (с учетом скрытой теплоты парообразования). Потом, когда пары конденсируются, эта энергия выделяется. Но вот использовать ее удается далеко не полностью – слишком много энергии при таких переходах безвозвратно теряется.

И чем более узкие фракции мы хотим получить, тем выше должны быть колонны. Тем больше в них должно быть тарелок, тем больше раз одни и те же молекулы должны, поднимаясь вверх с тарелки на тарелку, перейти из газовой фазы в жидкую и обратно. Для этого нужна энергия. Ее подводят к кубу колонны в виде пара или топочных газов.

Как везде в технике, в нефтепереработке не любят лишних затрат. Поэтому нефть поначалу перегоняли на широкие фракции. Это прежде всего бензиновая фракция (прямогонный бензин); она кипит от 40-50 °С до 140-150 °С. Далее следует фракция реактивного топлива (140-240 °С), затем дизельная (240-350 °С).

Остатком перегонки нефти был мазут. Поначалу его практически целиком сжигали как котельное топливо. И только с изобретением крекинга, о котором речь дальше, появилась возможность использовать и, его.

В принципе нефть можно перегнать в одной колонне, отбирая фракции с расположенных на разной высоте тарелок. Но мы уже убедились, что это невыгодно как по затратам энергии, так и по затратам на оборудование. Поэтому на практике перегонку (или, как говорят специалисты, разгонку), проводят в нескольких колоннах. Обычно их пять. На первой колонне выделяется легкая бензиновая фракция, которая затем конденсируется в специальном холодильнике-конденсаторе и уже в жидком виде отправляется в стабилизационную колонну.

Зачем нужна стабилизация? Дело в том, что вместе с легкой бензиновой фракцией на первой колонне отгоняются и легкие углеводородные газы С3 – C5. Они легкокипящие, поэтому при обычной комнатной температуре 20-25 °С улетучиваются из жидкой углеводородной массы (содержание их в растворе обратно пропорционально температуре). Между жидкостью и газовой фазой устанавливается термодинамическое равновесие, соответствующее данной температуре.

Это означает, что строго определенное число молекул, например бутана С4Н10, переходит в единицу времени из жидкой фазы в газовую и обратно. Тем самым над поверхностью бензина создается как бы газовая подушка, от которой зависит такой важный показатель качества бензина, как давление насыщенных паров. Понятно, чем больше пропана С3Н8 и бутана С4Н10 осталось растворенными в бензине, тем выше давление паров, то есть тем выше концентрация пропана и бутана также над поверхностью бензина при данной температуре.

Практическое значение данного показателя очень велико. От него зависит испаряемость бензина в карбюраторе, сам процесс карбюрации и последующее сгорание топливно-воздушной смеси в цилиндрах двигателя. Легкие фракции бензина иногда называют пусковыми. Если их мало, то двигатель заводится с трудом, особенно зимой. Именно по этой причине в ГОСТе на бензин оговаривается, что давление насыщенных паров бензина для зимних сортов должно быть 66-92 кПа (500-700 мм рт. ст.), а для летних не более 66,5 кПа.

Почему же летом “не более”? По двум причинам. Во-первых, потому что повышенное содержание легких газов в бензине способно нарушить систему топливоподачи из-за образования локальных газовых пробок, а во-вторых, чтобы сократить потери бензина за счет испарения. Приходилось ли вам открывать в жаркий летний день канистру с бензином? Если да, то вспомните, как из-под крышки, стоит ее лишь приоткрыть, тотчас выплескивается бензин. Точно так же брызжет шампанское из плохо охлажденной бутылки.

А теперь представьте себе путь бензина от нефтеперерабатывающего завода до автомобильного бака. Его многократно перекачивают из резервуара в резервуар, затем в железнодорожные цистерны, лотом в автоцистерны и т. д. Все процессы транспортировки и хранения бензина ведутся под давлением, таковы требования техники безопасности. Но уплотнения оборудования не идеальны. Бензин то и дело непосредственно соприкасается с атмосферой, при этом происходит его испарение, а значит – потери. Они тем выше, чем больше давление насыщенных паров. Поэтому и нужна стабилизационная колонна, где в случае необходимости из бензина специально удаляют бутан, чтобы этот показатель укладывался в предусмотренные ГОСТом пределы.

Но мы несколько отвлеклись. Итак, на первой колонне выделяется только легкий бензин. Оставшаяся нефть поступает на вторую колонну, где с верха отбирают весь остальной, тяжелый бензин, а с боковых отводов – керосиновую и дизельную фракции. Снизу выделяется мазут.

Тяжелый бензин также стабилизуется на специальной колонне. Керосиновую и дизельную фракции на отдельной колонне освобождают дополнительно от примеси бензиновой фракции. Мазут же поступает в печь, нагревается до 400 °С и подается в куб вакуумной колонны. В зависимости от необходимости его здесь разделяют на вакуум-дистиллят (фракция 350 – 500 °С) и на гудрон, кипящий при температуре выше 500 °С. Иногда вакуум-дистиллят называют вакуум-газойлем.

Вакуум-дистиллят используют для получения котельных топлив. Гудрон же используют для производства асфальта, дорожных и строительных битумов.

Агрегаты первичной перегонки нефти получили название атмосферной или атмосферно-вакуумной трубчатки, поскольку они оборудованы трубчатыми печами для нагрева нефти. Иногда на нефтеперерабатывающих заводах, где переработка мазута не предусмотрена, вакуумная часть отсутствует.

И чтобы закончить с первичной перегонкой, несколько слов о том, как выглядят производственные установки. На современных нефтеперерабатывающих заводах обычно работают атмосферные трубчатки или атмосферно-вакуумные трубчатки мощностью 6 – 8 миллионов тонн перерабатываемой нефти в год. Обычно на заводе таких установок не одна, а две-три.

Первая атмосферная колонна представляет собой сооружение диаметром, например, 7 метров в нижней и 5 метров в верхней части. Высота колонны – 51 метр. По существу, это два цилиндра, поставленные один на другой. И это еще не самая большая подобная установка. Другие колонны, холодильники-конденсаторы, печи и теплообменники также выглядят достаточно внушительно и в то же время элегантно. Дизайнеры поработали и здесь.

Кроме обессоливания, обезвоживания и прямой перегонки на многих нефтезаводах есть еще одна операция переработки – вторичная перегонка. Ее еще называют зачастую четкой ректификацией. Задача этой технологии – получить узкие фракции нефти для последующей переработки. Продуктами вторичной, перегонки обычно являются бензиновые фракции, служащие для получения автомобильных и авиационных топлив, а также в качестве сырья для последующего получения ароматических углеводородов – бензола, толуола и других.

Типовые установки вторичной перегонки и по своему виду, и по принципу действия в общем-то очень похожи на агрегаты атмосферной трубчатки, только они гораздо меньше, можно сказать даже миниатюрны.

Вторичная перегонка завершает первую стадию переработки нефти: от обессоливания до получения узких фракций. По современным понятиям, это даже не полпути. Наступает очередь деструктивных процессов.

В отличие от физических по существу процессов перегонки, здесь уже происходят глубокие химические преобразования. Из одной большой молекулы можно получить несколько малых; прямоцепочечные углеводороды будут превращены в циклические или в разветвленные…

Первый патент на промышленную технологию крекинга взял Дж. Юнг в 1866 году. Называлось это техническое решение так:

“Способ получения керосина из тяжелой нефти перегонкой под давлением”. Термин “крекинг” (от английского слова cracking – расщепление) был введен в обиход позднее.

Первые крекинг-аппараты по существу представляли собой периодически работающие кубы, подобные тем, в которых осуществлялась обычная перегонка. Лишь в 1891 году наши соотечественники, известные инженеры – В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов, предложили новое устройство для крекинг-процесса. Это был трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществлялась принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подавались нагретые топочные газы.

Что же происходит при термическом крекинге? Под воздействием высокой температуры длинные молекулы, например алканов С20, разлагаются на более короткие – от С2 до С18. Углеводороды С8 – С10 – это бензиновая фракция, С15 – дизельная. Вообще при термическом крекинге происходят сложные рекомбинации осколков разорванных молекул с образованием более легких углеводородов. При этом одновременно происходит перераспределение процентного содержания углерода и водорода в сырье и продуктах.

Таким образом, если, например, превращать мазут в легкие бензиновые фракции, содержащие повышенные количества водорода, то одновременно должен образоваться и остаток, богатый углеродом. И такой остаток, действительно, образуется. В нем концентрируются смолы, кокс, серосодержащие соединения и минеральная часть нефти, не отмытая на ЭЛОУ. Этот крекинг-остаток затем обычно используют как компонент котельного топлива, смешивая его с мазутом, оставшимся от прямой перегонки нефти.

С изобретением крекинга глубина переработки нефти увеличилась. Выход светлых составляющих, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо (соляр) повысился с 40-45 до 55-60%. Но главное даже не в этом. Новая технология позволила повнимательнее присмотреться к мазуту, использовать его в качестве сырья для производства масел.

Колесная мазь появилась, наверное, чуть позже, чем само колесо, но тоже достаточно давно. Прямой смысл известного афоризма: “Не подмажешь – не поедешь”, – указывает на один из самых древних способов борьбы с трением.

Сначала для этой цели использовали животные жиры. Затем появился деготь-продукт термической перегонки некоторых сортов древесины. Впоследствии этот же деготь стали гнать из каменного угля. Но промышленная революция, быстрое развитие техники выдвигали все новые задачи. Механизмы вращались все быстрее, транспортные средства все наращивали скорость, а значит, все возрастали требования к смазке. Требовались смазочные масла со все большим спектром свойств: сверхвязкие и сверхтекучие, термостойкие и неосмоляющиеся, противозадирные и противоизносные. А главное – их требовалось с каждым годом все больше. И в конце концов смазочные масла стали делать из нефти.

К тому времени химики выяснили, что углеводороды подходящей структуры имеются в тех фракциях нефти, которые выкипают при температуре выше 350 °С. Правда, эти масляные фракции есть не во всякой нефти, но подходящих сортов тоже набирается достаточно. Больше огорчало специалистов другое: углеводороды масляных фракций имеют сложную структуру, соседствуют по температурам кипения с парафинами, так что разделить их не так-то просто. В поисках наилучшей технологии пришли к перегонке мазута под вакуумом.

В основе такой перегонки лежит известный физический закон, согласно которому с понижением давления снижается и температура кипения жидкостей. Все ведь знают, что высоко в горах вода кипит при температуре ниже 100 °С, и сварить яйцо на Эвересте – проблема. Но то, что в обыденной жизни можно отнести к минусам, в нефтехимической технологии превратилось в плюс.

Если в ректификационной колонне создать вакуум, скажем 1 – 1,5 кПа, то мазут начинает испаряться при температуре ниже 350 °С. Значит, с меньшими затратами тепла и с большей точностью из него можно отогнать те узкие фракции, которые затем будут использованы для производства смазочных масел.

Это в теории. На практике же изготовление масел достаточно сложное, многостадийное производство. Сначала применяют серию очисток – в маслах очень нежелательно присутствие серы, ванадия и других минеральных примесей, имеющихся в исходной нефти. Затем надо очистить масляные фракции от парафинов – хорошее будет масло, если оно будет застывать уже при комнатной температуре.

Полученные парафины раньше использовались для производства свеч. В настоящее время их гораздо чаще используют в бумажной, пищевой и химической промышленности. Парафинированная бумага не боится влаги, хорошо воспринимает типографскую краску и потому применяется для производства высококачественных полиграфических изделий. В парафин также “замуровывают” сыр. А химической переработкой парафинов получают синтетические жирные кислоты, которые незаменимы при производстве моющих средств.

Иногда при переработке тяжелых сортов нефти остаток прямой перегонки нельзя использовать в качестве топочного мазута – это уже гудрон. Содержащиеся в нем смолы делают его настолько вязким, что перекачка, транспортировка и сжигание связаны с очень большими трудностями, особенно зимой, в морозы, когда котельное топливо больше всего и нужно. Чтобы слить его из цистерн, их приходится подогревать паром или прибегать к каким-то другим хитростям.

Так вот, чтобы избежать таких трудностей, для приготовления котельного топлива из гудрона используют не обычный термический крекинг, о котором мы только что говорили, а один из его вариантов – висбрекинг. Это название тоже произошло из английского языка и содержит в себе кусочки сразу трех английских слов: viscosity – вязкость, breack – ломать, разрушать и cracking-расщепление. Таким образом, висбрекинг – это крекинг, специально используемый для снижения вязкости. Проводят его при пониженных температурах и давлениях.

Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы нашего Века, когда заметили, что контакт с некоторыми природными алюмосиликатами меняет состав продуктов термического крекинга. Дополнительные исследования привели к двум важным результатам. Во-первых, удалось установить подробности каталитических превращений. Во-вторых, созрела убежденность в необходимости специально готовить катализаторы для таких химических превращений, а не искать их в природе, как это делали поначалу.

Каковы же задачи катализаторов крекинга, если формулировать их, исходя из современных представлений о механизме протекающих реакций? В самом общем виде картина следующая. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться, то есть отдавать водород. Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. По мере роста непредельности (ненасыщенности связей) происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы – предшественницы кокса, а затем и сам кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в других реакциях, в частности гидрокрекинга, изомеризации и др., в результате чего продукт крекинга обогащается углеводородами не просто легкими, но и высококачественными – изоалканами, аренами, алкиларенами с температурами кипения 80 – 195° С. Это и есть широкая бензиновая фракция, ради которой ведут каталитический крекинга тяжелого сырья. Конечно, образуются и более высококипящие углеводороды фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам.

Типичные параметры каталитического крекинга при работе на вакуум-дистилляте (фр. 350 – 500 °С): температура 450 – 480 °С и давление 0,14 – 0,18 МПа. В итоге получают углеводородные газы (20%), бензиновую фракцию (50%), дизельную фракцию (20%). Остальное приходится на тяжелый газойль или крекинг-остаток, кокс и потери.

Выход кокса может достигнуть 5%. Это накладывает особые требования на технологию крекинга, потому что по мере закоксовывания активных центров катализатор работает все хуже и в конце концов вообще прекращает выполнять свои функции. Теперь его надо регенерировать. Обычно для этого кокс с катализатора выжигают воздухом при 700 – 730 °С.

Каким требованиям должен отвечать катализатор для подобного процесса? Во-первых, он должен обладать специфическими хемосорбционными свойствами, то есть с разной активностью притягивать и сорбировать на себе различные молекулы нефтяного сырья. Во-вторых, необходима высокая пористость, причем желательно уметь регулировать диаметр и глубину пор. Это позволит упорядочить процесс адсорбции молекул на активных каталитических центрах, осуществить направленные превращения углеводородов, а затем десорбировать с контакта продукты превращения. В-третьих, структура и свойства катализатора должны способствовать организации наиболее эффективного тепло – и массообмена в реакционной зоне – ведь каталитический крекинг процесс термокаталитический, и роль температуры здесь особенно велика. Отсюда требования к механической прочности катализатора.

В целом же роль и задача катализаторов – повышать селективность протекающих химических реакций, увеличивая выход целевого продукта из единицы сырья. Однако применительно к каталитическому крекингу нужно сделать определенные уточнения. Целевым продуктом здесь является не просто бензин, а высокооктановый. Поэтому в самом общем виде селективность каталитического крекинга можно оценить выходом бензиновой фракции с заданным октановым числом.

Первым “рукотворным” катализатором крекинга стал алюмосиликатный формованный катализатор в виде шариков диаметром около 3 мм. В основе его был аморфный алюмосиликат, естественная пористость которого поначалу устраивала нефтепереработчиков. На смену ему пришел микросферический алюмосиликатный катализатор, частицы которого измерялись микронами. Этот пылевидный контакт положил начало использованию в каталитическом крекинге технологии взвешенного (его называют также кипящим или псевдоожиженным) слоя. Технологические усовершенствования позволили за короткий срок реализовать все преимущества, которые могли обеспечить алюмосиликатные катализаторы в части повышения селективности. А дальше дело стало из-за невозможности регулировать и определенньм образом упорядочить структуру алюмосиликата.

Выручили цеолиты. Их еще часто называют молекулярными ситами. Первоначально их применяли для разделения молекул различных углеводородов, используя различия в их пространственной структуре. Цеолиты – это практически те же алюмосиликаты, но при их изготовлении удается регулировать длину пор, их диаметр и количество на единицу объема или поверхности. Кроме того, в кристаллическую решетку алюмосиликатов можно вводить другие элементы (в основном, редкоземельные), которые модифицируют активные центры, находящиеся в определенных точках цеолита. От этого существенно зависят адсорбционные свойства цеолита – какие молекулы и с какой энергией он может адсорбировать в порах или на поверхности и какие деструктивные превращения с ними производить.

Цеолиты – это порядок и регулярность структуры, а значит и свойств. В нефтепереработке быстро оценили новые возможности. Но так как цеолиты значительно дороже алюмосиликатов, то их в чистом виде решили не применять. Это оказалось не только дорого, но и излишне. Достаточно определенным образом нанести цеолит на алюмосиликат, как мы получим нужный эффект в катализе. Так появилось целое семейство цеолитсодержащих катализаторов крекинга, причем в зависимости от назначения, вида сырья, применяемой технологии количество цеолита менялось в широких пределах, но не превышало 15 – 20%.

Вид применяемых катализаторов, способ их регенерации определяет технологию, а значит и аппаратуру каталитического крекинга.

Первые установки работали на таблетированном катализаторе в периодическом режиме. В них и реакция, и регенерация загруженного неподвижного катализатора осуществлялись попеременно в одних и тех же аппаратах. Затем появились более совершенные шариковые катализаторы и установки непрерывного действия. Здесь крекинг и регенерация катализатора осуществляются уже раздельно.

Реактор такой установки представляет собой аппарат колонного типа. Сверху в него через специальное устройство поступает катализатор в виде шариков диаметром 1 – 2 мм. Шарики плотным слоем спускаются вниз, проходя постепенно реакционную зону, зону отделения продуктов крекинга и зону отпарки. Отпарка необходима для удаления углеводородов, прилипших к катализатору. Обработку паром надо делать обязательно, так как затем катализатор поступает в другой аппарат – регенератор, где с него выжигается кокс. Неудаленные углеводороды при этом простони сгорели бы, выход полезных продуктов снизился.

После выжига катализатор ссыпается в загрузочное устройство пневмоподъемника и поднимается по специальному транспортеру в бункер-сепаратор. Дело в том, что при многочисленных перемещениях, выжигах, отпарках часть шариков повреждается, образуются крошка, пыль, и их надо удалить, иначе будут нарушены условия гидродинамики, тепло – и массообмена в реакторе. Это и делают в сепараторе. К регенерированному и отсеянному катализатору добавляют для восполнения потерь свежие шарики и весь цикл повторяется.

Следующий шаг совершенствования технологии – внедрение крекинга в кипящем слое пылевидного катализатора. Его применение стало возможньм благодаря появлению принципиально новых, микросферических катализаторов на основе специально синтезированных цеолитов. Эти катализаторы хороши не только высокой активностью и селективностью. Их отличают также хорошая регенерируемость и высокая механическая прочность.

Технология кипящего или псевдоожиженного слоя основана на физических законах витания микрочастицы в восходящем поток жидкости или газа.

Сырье нагревается в теплообменнике и в специальной печи затем в него добавляют водяной пар, и эту смесь подают катализаторопровод, туда же поступает регенерированный катали затор. Затем смесь попадает в реактор, где над распределительной решеткой образуется кипящий слой катализатора. Крекинг начинается еще в катализаторопроводе, поскольку там поддерживается достаточная температура, и заканчивается в нижней зоне реактора. Затем вся масса за счет давления газов поднимается вверх и попадает в отпарную зону.

В верхней части отпарной зоны имеется перелив для удаления катализатора из реактора, а над нею – отстойная зона. Она снабжена специальными циклонами для дополнительного отделения частиц катализатора.

Закоксованный катализатор тем временем подается на регенерацию. Регенератор представляет собой аппарат, также работающий в режиме кипящего слоя. Правда, здесь псевдоожижение производится воздухом, с помощью которого и происходит выжиг кокса. Основная забота здесь – уберечь катализатор от выноса иначе он попадет вместе с дымовыми газами в атмосферу.

Применение крекинга в кипящем слое позволило резко интенсифицировать процесс, сделать установки более компактными, увеличить их мощность. Так, стандартньми в России являются каталитические комплексы по переработке 2 миллионов тонн сырья в год. Существуют и более мощные установки – до 5 миллионов тонн вакуум-газойля в год, причем реактор такой установки не так уж велик: его диаметр составляет 18 метров.

Впервые гидрокрекинг появился в 50-х годах нашего века. Ему сразу предрекали широкое распространение. Однако с этим вышла задержка, поскольку при производстве бензина выгоднее оказался каталитический крекинг. И лишь с усилением дизелизации, с ростом пассажирской и грузовой реактивной авиации преимущества гидрокрекинга стали проявляться в полной мере.

Сырьем для гидрокрекинга могут быть тяжелые бензины, газойли, тяжелые нефтяные остатки.

Есть страны, полностью лишенные запасов природного газа. А когда возникает нужда в пропане и бутане, то выгоднее оказывается ввозить не их, а тяжелый бензин. И уже на месте его подвергают гидрокрекингу, получая сжиженный газ.

Если нужен бензин и по какой-либо причине нет возможности получить его при помощи каталитического крекинга, используют гидрокрекинг атмосферного газойля. Для этого достаточно одной стадии переработки при давлении 5 МПа и температуре 400 – 410 °С.

Если же переработке подвергается вакуум-дистиллят или другие тяжелые остатки, приходится применять двухступенчатый гидрокрекинг. На первой стадии используют сероустойчивый катализатор, удаляющий вредные примеси, в том числе и соли металлов. Затем уже, во второй ступени, используют активный крекирующий катализатор. А чтобы уберечь катализатор от закоксовывания, в системе циркулирует водород под давлением 15 МПа; благодаря этому смолы – предшественницы кокса переводятся в углеводородные газы.

С точки зрения детонационной стойкости прямогонные бензины тем хуже, чем больше в них линейных и малоразветвленных алканов.

Для получения более разветвленных углеводородов использовали процесс термического риформинга. По сути дела это тот же термический крекинг, только сырьем служат не мазут, а тяжелая фракция прямогонного бензина и температура процесса выше. В результате термической деструкции углеводородов бензин обогащается более высокооктановыми легкими компонентами. Кроме того, значительная часть алканов переходит в алкены, которые, как известно, отличаются неплохими детонационными свойствами.

Однако были у термического риформинга и недостатки. Много исходного сырья превращалось в газ, а продукт все равно имел не такое уж высокое октановое число (70—75 МОЧ). Кроме полезных алкенов в нем оказывалось и достаточное количество нестабильных диенов. Поэтому приходилось применять специальные антиокислители и стабилизаторы, иначе бензин при хранении мутнел, осмолялся.

В общем, термический риформинг не оправдал возлагавшихся на него надежд и был вытеснен каталитическим риформингом.

Реакции ароматизации, лежащие в его основе, были открыты еще в середине 30-х годов.

Эти каталитические превращения позволяют дегидрировать нафтеновые углеводороды в ароматические. Одновременно происходит дегидрирование алканов в соответствующие алкены, эти последние циклизуются тут же в циклоалканы, и с еще большей скоростью происходит дегидрирование циклоалканов в арены. Так, в процессе ароматизации типичное превращение следующее:

Одновременно с этими происходят и другие реакции, например, изомеризации. Это тоже полезное превращение, так как изосоединения повышают октановое число катализата. Побочной, вредной здесь считается реакция гидрокрекинга, когда исходные алканы крекируются в газ.

Перед второй мировой войной были построены и первые установки каталитической ароматизации бензинов. Они работали по принципу гидроформинга, осуществлявшегося с циркулирующим водородным газом под давлением. Вы спросите, что это такое. Вообще говоря, при ароматизации водород образуется постоянно, и его надо отводить. Но при низком давлении водорода катализатор быстро закоксовывается, теряет стабильность, активность и селективность. Бороться с этими неприятными явлениями легче всего, повысив давление водорода в реакционной зоне. Поэтому на первых установках гидроформинга применяли давление порядка 4,5—5 МПа, жертвуя глубиной ароматизации и, соответственно, октановым числом бензина.

Однако в начале 50-х годов было сделано очень важное открытие. Выяснилось, что платина, осажденная на оксид алюминия, является великолепным катализатором риформинга. Применение новых катализаторов позволило снизить рабочее давление повысить температуру, углубить процессы ароматизации и в итоге получить бензин с октановым числом выше 90 ИОЧ.

Первые установки модернизированного процесса, названного платформинг, работали при давлении 2—3 МПа. Затем начался процесс непрерывного совершенствования катализаторов и технологии риформирования прямогонных бензинов. В результате появились полиметаллические катализаторы. В них к платине добавляют рений, кадмий, галлий. Октановое число получающегося бензина приблизилось уже к 100. А кроме того, высокая селективность новых вариантов риформинга обеспечивает и очень высокий выход топлива.

Сырьем каталитического риформинга являются фракции бензина 85—180 °С. Более легкая часть “отрезается”, так как в условиях риформинга она не ароматизуется и в лучшем случае является балластом. Но в ней присутстствуют низкооктановые н-пентан С5Н12 и н-гексан С6Н14.

В наше время много машин используют дизельное топливо. Требуется все большее и большее количество дизельного топлива. Происходит широкое вовлечение в переработку средних (дизельных) фракций нефти. А это, в свою очередь, невозможно, без дальнейшего совершенствования процессов гидроочистки и гидрокрекинга.

Эти процессы имеют особую важность для России. Ведь мы вынуждены иметь дело преимущественно с сернистыми и высокосернистыми тяжелыми сортами нефти.

Известно, что все сераорганические соединения не выдерживают обработки под давлением водорода на катализаторах. Они распадаются с образованием углеводородов и сероводорода Н2S. Сероводород в обычных условиях находится в газообразном состоянии и при нагревании нефтепродукта выделяется из него. Его поглощают водой в колоннах орошения и затем превращают либо в элементарную серу, либо в концентрированную серную кислоту.

Такой процесс осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. При давлении 4 – 5 МПа и температуре 380 – 420 °C содержание серы, особенно в светлых нефтепродуктах, можно таким образом свести до тысячных долей.

Могут спросить, кому это нужно? Зачем доводить содержание примесей в бензине до такой жесткой нормы? Все дело в последующем использовании. Известно, например, что чем жестче режим каталитического риформинга, тем выше выход высокооктанового бензина при данном октановом числе или выше октановое число при данном выходе катализата. В результате увеличивается выход октан-тонн – так называется произведение количества катализата риформинга или любого другого компонента на его октановое число. Вот об увеличении октан-тонн продукта по сравнению с сырьем и заботятся нефтепереработчики в первую очередь. В этом смысле повышение жесткости любого вторичного процесса есть благо. В риформинге жесткость определяется снижением давления и повышением температуры. При этом полнее и быстрее идут реакции ароматизации. Но повышение жесткости лимитируется стабильностью катализатора и его активностью. Сера, будучи каталитическим ядом, отравляет катализатор по мере ее накопления на нем. Отсюда понятно: чем меньше ее в сырье, тем дольше катализатор будет активным при повышении жесткости. Как в правиле рычага: проиграешь на стадии очистки – выиграешь на стадии риформинга.

Обычно гидроочистке подвергают не всю, скажем, дизельную фракцию, а только ее часть. Ведь этот процесс не так уж дешев. Кроме того, у него есть еще один недостаток: эта операция практически не изменяет углеводородный состав фракций.

Как только в нефтепереработке появились термические процессы, возникла проблема кокса. Он выделялся в объеме реакторов, оседал на стенках оборудования, покрывал поверхности нагревательных печей и теплообменников. Долгое время его использовали в лучшем случае в качестве топлива.

Но вот настало время электрохимических и электротермических процессов. Для электролитных ванн алюминиевых заводов, для различных электрометаллургических печей потребовались электроды. Их делали, да и сейчас зачастую делают из графита. Но всех потребностей природным графитом не удовлетворить, а иногда графитовые электроды не вполне соответствуют требованиям технологии производства металлов. В связи с этим появились электроды из нефтяного кокса. Они быстро завоевали большую популярность, особенно в цветной металлургии.

Первые установки коксования представляли собой большие металлические кубы с внешним обогревом от специальной печи. В куб загружали сырье (тяжелые нефтяные остатки типа тяжелого крегинг-газойля), температуру поднимали до 500 °С, и в течение определенного времени происходило превращение нефтяного сырья в кокс, естественно, без доступа воздуха. Длительность операции определялась выделением летучих. Затем кокс из куба выгружали.

Есть и другие конструкции. Так называемые полупериодические установки замедленного коксования в необогреваемых камерах оборудованы двумя камерами. В одну подают нагретое примерно до 5000 °С сырье, которое выдерживают в течение 24 часов без доступа воздуха и без дополнительного подогрева. Кокс образуется из нагретого сырья, формируется в виде аморфной массы, и после “созревания” его выгружают. В это время начинают заполнять вторую камеру.

Нефтяной кокс, по какой бы технологии он ни был получен, нуждается в прокаливании, так как содержание летучих в нем строго лимитируется. Если их больше нормы, то при высоких рабочих температурах электроды начинают вспучиваться и растрескиваться. До последнего времени прокалка кокса осуществлялась на электродных заводах, но сейчас эту операцию взяли на себя нефтепеработчики. Они теперь отвечают за содержание не только летучих, но и влаги, серы, золы, а также за механическую прочность и гранулометрический состав выпускаемого кокса: с размером кусков свыше 25 мм, 6-25 мм и 0 – 6 мм, с учетом нужд различных потребителей.

Надо сказать, что при переработке нефти образуется достаточно много углеводородных газов от метана СH4 до бутанов С3Н8 включительно. Источник номер один – прямая перегонка. Выход газов здесь зависит исключительно от степени стабилизации нефти на промыслах или при транспорте. И еще подчеркнем, что в газах атмосферно-вакуумной трубчатки почти нет метана, мало, этана и на 80 – 85% они состоят из пропана и бутанов.

Совсем другую картину представляют газы вторичных процессов: крекинга, риформинга, гидроочистки, изомеризации. Во всех этих процессах молекулы углеводородов претерпевают термическую, каталитическую или термокаталитическую деструкцию. Поэтому в газах этих процессов неизбежно присутствует метан. Далее, если термокаталитические процессы проводятся не под давлением водорода, то в газах обязательно присутствуют алкены, а иногда и алкины С2 – С4. Именно поэтому на НПЗ непредельные газы термического и каталитического крекинга, термического риформинга, висбрекинга собирают и перерабатывают отдельно от газов каталитического риформинга, гидроочистки, изомеризации, гидрокрекинга. В этих последних кроме углеводеродов в большом количестве содержится водород.

Разделение газов значительно отличается от разделения нефти. Сначала весь газовый поток сжимают и охлаждают. В первом контуре охлаждения используют воздух и воду. Здесь при давлении 0,5 МПа и температуре 35 °С происходит конденсация части газов С3 – С4. Получившуюся газожидкостную смесь прокачивают через колонну с бензином. Сконденсировавшиеся молекулы пропана и бутана растворяются в нем (абсорбируются).

Насыщенный газом бензин из абсорбера затем поступает на десорбцию, то есть из него при соответствующих давлениях и температурах выделяют растворенные газы.

Оставшуюся же часть исходной газовой смеси продолжают сжимать и охлаждать. Сначала это делают в аммиачном или фреоновом цикле (температура до -40 °С), далее в этановом или этиленовом (-80 °С), а при необходимости идут и еще дальше, применяя метановый холодильный цикл с температурой ниже -100 °С и давлением порядка 4 МПа.

Так поступают с газами нефтепереработки. Подобные же циклы газофракционирования используют и для переработки попутного газа, выделяемого на промыслах. Не случайно первые газоперерабатывающие заводы очень часто назывались газобензиновыми. Они и в самом деле разделяли сырье на сухой газ (смесь метана и этана), сжиженные газы С3 – С4 и газовый бензин.

Такие маломощные заводики с простейшим оборудованием как ни странно, сохранились и поныне. Они давно сосуществую с мощными нефтеперерабатывающими заводами примерно так же, как сосуществуют крупные плавбазы и маленькие сейнера. Иногда газобензиновые заводы даже монтируют на большегрузных прицепах и баржах, и они по мере надобности кочуют с промысла на промысел.

Дело в том, что попутный газ кончается на месторождении, как правило, гораздо раньше, чем нефть. Так что его надо использовать сразу, пока он есть. И тут мобильные газобензиновые заводики как нельзя более кстати. А нефть уж можно перерабатывать на современном нефтеперерабатывающем предприятии, которое и строится и работает потом достаточно долго.

Ну, а как быть с чисто газовыми месторождениями? Для их использования тоже созданы специализированные предприятия. Чаще всего природный газ – это метан с незначительными добавками этана. Иногда природа делает подарки, добавляя в метан ценнейший гелий, так нужный многим отраслям техники. Но гораздо чаще встречаются неприятные сюрпризы – в виде примесей диоксида углерода и сероводорода.

Понятно, что такие кислые газы надо тотчас отделять от основного сырья. Иначе трубопроводы не спасут никакие антикоррозийные мероприятия. В многоступенчатой системе такой газ подвергается сорбционной отмывке водой, щелочью, специальными растворителями. Потом на основе выделенного сероводорода получают серную кислоту или чистую серу.

Иногда бывает, что в залежи находится не газ, а газожидкостная смесь метана и высших углеводородов, предшественников нефти. Иногда в качестве таковых присутствуют даже алканы, циклоалканы и арены. Представляете, дизельное топливо равномерно распределено в метановой залежи на глубине нескольких километров при давлении в десятки мегапаскалей и температуре в сотни градусов!

Но добыть это топливо не так уж просто. Газоконденсатные месторождения различаются содержанием и фракционным составом жидкой части. Когда пласт протыкают скважинами, давление в нем начинает падать. Физико-химические свойства смеси при этом меняются, она расслаивается, и жидкость скапливается на дне линзы. Если из залежи просто откачивать газ, то скорость расслаивания быстро возрастает, и жидкие углеводороды из смеси быстро растекаются, навсегда оставаясь в недрах. При сегодняшнем развитии техники поднять на поверхность их не удается.

Чтобы таких потерь не было, поступают следующим образом. Газ из конденсатных месторождений поступает в абсорберы. Из него под давлением вымывают тяжелые углеводороды. А затем часть сухого газа под давлением подают обратно в залежь. Этим путем давление в пласте регулируется так, чтобы предотвратить расслоение смеси.

Конечно, все это требует дополнительных расходов, но затраты окупаются сторицей. Месторождение одновременно дает и газ, и дизельное топливо.

Каким образом в дальнейшем используют природный газ, вы, наверное, уже знаете. Прежде всего это прекрасное топливо для промышленных котельных и обычных газовых плит. Кроме того, выделяемый из природного газа этан – прекрасное химическое сырье. Из него делают этилен, а из того, в свою очередь, сотни разнообразных вещей, нужных народному хозяйству.

. Вот так перерабатывают нефтезаводские, попутные и природные газы. Ресурсы их велики, однако используются до сих пор они не полностью. В целом из газов извлекается для дальнейшего использования около 65% бутанов, 35 – 40% пропана и менее 8% этана. Так что резервы тут есть, и немалые!

Http://superbotanik. net/referati/promyshlennost-proizvodstvo/referat-neftepererabotka

Сегодня основные инновации в нефтепереработке связаны с развитием цифровых технологий, обеспечивающих более высокую эффективность и безопасность производственных процессов.

«Большинство крупных российских заводов нефтегазовой отрасли построено в 50-80-е годы ХХ века, — говорит Сергей Полевой, директор департамента нефтегазовой промышленности SAP СНГ. — Несколько НПЗ, запущенных в постсоветские времена, по большей части представляют собой установки первичной перегонки нефти и не производят моторное топливо. Но в последнее время можно отследить значительные изменения в отрасли. Кризис конца 2010-х годов и дефицит топлива запустили программу модернизации нефтепереработки с объемом инвестиций в триллион рублей. В 2011-2013 гг. многие предприятия занялись ее реализацией, то есть модернизировали или построили новые установки, которые помогли повысить глубину переработки нефти и перенастроить производство на выпуск продуктов высокого качества. 2014 год и санкции задержали модернизацию, но не остановили ее. Сегодня НПЗ всех крупных вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний постепенно приближаются к европейским стандартам автоматизации на производстве и в управлении. Тем не менее, маржа у многих НПЗ сокращается, некоторые вынуждены уменьшать объемы производства, в этих условиях строительство новых заводов в большинстве случаев нецелесообразно».

По наблюдениям Алексея Бурочкина, директора по маркетингу Eaton в России, в последние годы крупные нефтяные компании вынуждены сворачивать некоторые проекты, но в первую очередь речь идет о разработке новых труднодоступных месторождений. В то же время игроки рынка продолжают инвестировать в модернизацию действующих мощностей, в том числе НПЗ.

«Конечно, изменение экономической ситуации повлекло за собой уменьшение инвестиций, и проекты по модернизации сейчас реализовываются лишь там, где это необходимо, — говорит он. — Однако российские НПЗ продолжают целиком удовлетворять внутренний и экспортный спрос. В стране появляется всё большее количество предприятий, которые способны конкурировать с ведущими западными нефтеперерабатывающими объектами, как по объёмам производимой продукции, так и по уровню технической оснащённости. Производимое на отечественных НПЗ топливо отвечает самым высоким мировым стандартам, а доля экспорта высококачественного дизельного топлива и другой продукции с высокой добавленной стоимостью растёт.

В то же время, в прошлом году Министерство энергетики разработало проект стратегии развития отрасли до 2035 года, который допускает падение объёмов нефтепереработки на 8% до 2020 года, — добавляет А. Бурочкин. — В этом случае можно ожидать снижения объемов переработки до уровня, который удовлетворит спрос на внутреннем рынке и сдержит экономически неэффективный экспорт, что благоприятно скажется на доходности нефтепереработки».

Помимо секторальных санкций и снижения мировых цен на нефть, на ситуацию в отрасли также повлиял и т. н. «налоговый маневр», предполагающий, одновременное увеличение ставок экспортных пошлин на нефтепродукты и снижение ставок акцизов на моторные топлива. Одна из целей маневра — прекратить поддержку неэффективных НПЗ, специализирующихся на производстве мазута, и стимулировать более глубокую переработку. По словам Сергея Попова, директора по маркетингу подразделения «Промышленная автоматизация» компании Honeywell, налоговый маневр вызвал значительный объем инвестиций в модернизацию НПЗ, что обусловило рост на рынке систем автоматизации. Однако сейчас начинается определенное замедление.

«Системы автоматизации имеют длительный срок службы, — говорит Сергей Попов. — На Западе многие компании эксплуатируют их по 40 лет, стремясь получить максимум от вложенных средств. В России обновление систем управления проводится значительно чаще. Таким образом, по уровню автоматизации российские НПЗ не только не уступают зарубежным предприятиям, но порой и обгоняют их».

В то же время общий технологический уровень российских нефтеперерабатывающих заводов в среднем ниже мирового. Так, по данным Сергея Полевого, на начало 2016 года лишь у двух российских заводов коэффициент Нельсона (показатель, характеризующий технологическую сложность НПЗ) был больше 8, что в Европе считается средним показателем. Тем временем, на новых НПЗ в США и в Европе индекс Нельсона в среднем составляет 15. «Сегодня это мировой стандарт», — констатирует представитель SAP.

«Одна из особенностей отечественного рынка нефтепереработки — определённый уровень консерватизма по сравнению с глобальными компаниями, — считает Алексей Бурочкин. — Российские НПЗ не всегда демонстрируют открытость к инновациям. На рынке немало опасений, связанных с возможными проблемами при внедрении новых решений.

В то же время для сохранения конкурентоспособности большинство предприятий вынуждены заняться поиском внутренних источников повышения рентабельности, которые заключаются в оптимизации операционных затрат».

Реализуя проекты модернизации, нефтеперерабатывающие компании стремятся достичь:

— высокого уровня промышленной безопасности и защищенности от кибреугроз;

— сокращения издержек, в том числе за счет совершенствования технологий производства и повышения энергоэффективности.

Инструментом решения этих задач сегодня становится концепция «цифровой завод», в англоязычных источниках также известная как Connected Plant («подключенное предприятие») или Smart Plant («умный завод»).

«Концепция цифрового завода предполагает непрерывный мониторинг состояния каждого актива, каждого элемента оборудования в совокупности с каждой стадией производственного процесса, — поясняет Сергей Полевой. — Реализация такой концепции позволяет получать аналитику в реальном времени и принимать обоснованные управленческие решения. Кроме того, цифровой НПЗ подключен к информационному пространству, где связываются производители оборудования и сервисные компании. Такая среда взаимодействия обеспечивает мгновенный обмен информацией между участниками, что имеет прямое влияние на качество принятия решений, а значит, гарантирует отсутствие аварий и простоев».

По мнению экспертов Honeywell, концепция Connected Plant предполагает соединение процессов, активов и людей для непрерывного поддержания эффективности производства

Стоит подчеркнуть, что цифровые технологии помогают решать задачи бизнеса уже на стадии реализации проекта, сокращая капитальные затраты, сроки внедрения и окупаемости новых систем управления. Как мы писали ранее, одно из главных требований современных заказчиков — высокая скорость проектирования и ввода систем автоматизации в эксплуатацию.

«Быстрой реализации проектов помогает использование универсальных модулей ввода-вывода, конфигурируемых программным путем, — говорит Сергей Попов из Honeywell. — В этом случае проектирование АСУ ТП и физическая поставка оборудования на объект происходит параллельно, а не последовательно, как это бывает при использовании традиционного оборудования. Также заказчик получает гибкость, возможность вносить изменения в проект на самых поздних стадиях без дополнительных финансовых затрат и временных потерь. Не менее важны и технологии виртуализации, позволяющие производителю системы управления осуществлять настройку и отладку в виртуальном пространстве (с использованием виртуальной инженерной платформы), а затем инсталлировать готовое решение на реальном объекте. Благодаря облачным технологиям к совместной работе над проектом можно привлекать необходимых специалистов вне зависимости от их местонахождения».

Также на рынке систем автоматизации наблюдается такая тенденция, как появление «распределенного интеллекта». Иными словами, часть управляющих модулей перемещается на полевой уровень. В результате облегчается монтаж систем, сокращается количество кроссовых шкафов, клеммных блоков и т. д.

Другой способ ускорить и удешевить монтаж связан с использованием беспроводных каналов передачи данных. В то же время нельзя забывать об ограниченной пропускной способности таких каналов: как правило, на беспроводную связь рекомендуют переводить не более 15-20% устройств.

«Пожалуй, главным приоритетом по модернизации в нефтепереработке остаются вопросы безопасности на производстве, — говорит Алексей Бурочкин. — НПЗ работают с большим количеством взрывоопасного сырья, поэтому нарушение технологических процессов и правил безопасности может привести не только к серьезным материальным потерям, но и к экологической катастрофе и гибели людей. В этой связи особую важность при модернизации предприятий приобретают системы, способные снизить риск возникновения критической ситуации. К ним можно отнести взрывозащищенное оборудование, промышленные источники бесперебойного питания, системы мониторинга возникновения электрической дуги и другие.

Один из примеров — управляющее ПО Intelligent Power Manager для мониторинга ИБП, моментально идентифицирующее нарушения питания и другие аварийные события. При необходимости IPM перемещает виртуальные машины на функционирующие сервера, гарантируя целостность данных и обеспечивая нулевое время простоя. Другой пример — модульные приборы защиты xEffect, в которых реализована функция визуального мониторинга тока утечки в режиме реального времени. Встроенная микропроцессорная технология измерения в несколько раз увеличивает надёжность приборов, и, что важно, позволяет вовремя повлиять на процесс при возникновении аварийной ситуации».

«На примере Бхопальской катастрофы еще в 80-х годах весь мир убедился в том, как дорого может обойтись экономия на ремонтах на нефтяном и химическом производстве, — замечает Сергей Полевой. — Коррозия в цистерне с реактивами на заводе «Юнион карбайд» вызвала аварию с выбросом химического вещества. Число жертв измерялось тысячами. Так что все, что касается техобслуживания, ремонтов и безопасности, должно неукоснительно выполняться на любом заводе, а надежность и безотказность работы оборудования, контроль соблюдения требований промышленной безопасности — основа эффективной и безопасной жизни завода. Соответственно, технологии управления ремонтами на основе надежности, а также мониторинг состояния оборудования и технологических процессов позволяют существенно снизить показатели технологического риска».

Для повышения квалификации операторов сегодня используются виртуальные тренажеры (Скриншот UniSim Competency Suite)

Стоит подчеркнуть, что онлайн мониторинг состояния оборудования, предусмотренный концепцией «цифровой завод», позволяет не только существенно повысить надежность, но и снизить расходы на техническое обслуживание и ремонты за счет отказа от избыточных операций. Несомненно, такой подход — экономически выгодная альтернатива традиционной системе ППР.

«По данным Консорциума по управлению нештатными ситуациями (Abnormal Situation Management — ASM Consortium), 42% аварий на производстве связаны с ошибочными действиями операторов, — отмечает Сергей Попов. — Ошибки, вызванные человеческим фактором, возникают из-за недостаточного уровня подготовки персонала, а также нередко связаны с перегруженностью оператора. Часто системы автоматизации могут выводить такое количество тревожных сообщений, которое мешает операторам адекватно и своевременно реагировать на наиболее важные из них. В этих случаях на помощь приходят инструменты, которые позволяют проанализировать и рационализировать систему сигнализации, выявить и устранить некорректные сигналы, документировать и отслеживать изменения, снабдить аварийные сигналы справочной информацией. Пример такой системы — DynAMo Alarm Suite».

«Управление эффективностью в каждой компании должно учитывать множество факторов, и выбор соответствующих технологий бесконечно разнообразен, — размышляет Сергей Полевой. — Предлагаю разобрать два примера высокотехнологичных НПЗ из-за рубежа.

Компания Valero Energy Corporation, работающая в Северной и Южной Америке, внедрила на своих НПЗ единую систему онлайн-мониторинга производства, энергопотребления и безопасности с использованием SAP MII. Данные о технологических параметрах оборудования, перемещении активов, потреблении энергии и безопасности сотрудников в реальном времени выводятся на портал для руководителей 15 НПЗ и на панели управления — для топ-менеджеров. Благодаря этому, ключевые руководители компании могут сравнивать работу разных заводов, выделять лучшие НПЗ и тиражировать их опыт. Кроме того, они могут оперативно отслеживать процент выполнения плана переработки. Каждое отклонение параметров производства от нормы можно оперативно проанализировать с руководителем, ответственным за процесс или актив.

Другая крупная компания, SASREF, рассчитывает KPI завода в реальном времени с помощью решения на платформе SAP S4/HANA, интегрированного с производственными решениями ряда производителей. За счет оперативного мониторинга компания может быстро реагировать на конъюнктуру рынка, управлять себестоимостью продуктов на основе точных данных о запасах, анализировать состояние оборудования в реальном времени по сценариям интернета вещей.

На сегодня тотальный учет информации о бизнес-процессах — это самый перспективный подход к управлению прибыльностью НПЗ. Он, по некоторым оценкам, помогает добиться прироста выработки до 7% и уменьшить капитальные затраты на 4%. Чтобы достичь таких результатов, необходимо детально анализировать точки, где возможно сокращение затрат или где нужны инвестиции. Чтобы делать это обоснованно и без рисков, необходимо иметь актуальную информацию в реальном времени. Что важно, модель цифрового НПЗ позволяет адаптировать предприятие к изменениям спроса, высокой ценовой конкуренции и т. д. В этом плане SASREF – показательный пример управления на цифровом НПЗ».

«Основные резервы повышения эффективности технологических процессов связаны с применением систем усовершенствованного управления (Advanced Process Control), к примеру, Profit Suite от Honeywell, — говорит Сергей Попов. — До их появления системы управления практически не учитывали перекрестные связи между различными переменными процесса, а также возмущающими воздействиями, что в целом не позволяло достичь высокого качества управления сложными системами, особенно в переходных режимах, и создавало существенный запас по качеству конечного продукта.

Система усовершенствованного управления технологическим процессом выступает своего рода автопилотом, который вместо оператора управляет параметрами процессов вблизи технологических ограничений, устраняя возможные запасы, связанные, в частности, с человеческим фактором. Технологическая основа такой системы – это многопараметрический контроллер с предсказанием на основе математической модели процесса».

Математические модели, помимо прочего, фиксируют оптимальный уровень потребления энергоресурсов. Если потребление энергии контролируется в режиме онлайн, операторы могут моментально отслеживать отклонения от нормативов и не допускать перерасхода. Таким образом, на цифровом заводе оперативный персонал управляет не только техпроцессом, но и прибыльностью актива.

Еще один тренд в сфере оборудования систем управления НПЗ — минитюаризация. Производители уходят от громоздких шкафов, которые занимали большие площади и потребляли много энергии. Более того, часть систем верхнего уровня теперь размещается в «облаках», что снимает с пользователей расходы на содержание серверов.

Требования к операторам, контролирующим сложные техпроцессы, постоянно растут, а вместе с ними усиливается и дефицит квалифицированных кадров в отрасли. Решением проблемы могут стать виртуальные 2D и 3D тренажеры для операторов (к примеру, пакет UniSim Competency). Такие программные решения напоминают компьютерную игру, построенную на основе панорамных фотографий реального производства — для полевых операторов или динамические модели сложных производственных процессов в сочетании с реальными операторскими интерфейсами — для персонала диспетчерской. Усилить реалистичность нарабатываемого опыта можно с помощью очков виртуальной реальности. Пользуясь таким ПО, работодатель может настраивать спектр компетенций, которые необходимо развить у начинающих сотрудников, и контролировать прогресс в обучении.

Современные системы управления и технологии миграции позволяют сохранять весь накопленный интеллектуальный потенциал предприятия в единой базе, делая его собственностью компании, а не отдельных квалифицированных сотрудников.

Вместе с выходом в интернет предприятия получают возможность неограниченной поддержки со стороны экспертов, причем не постфактум, а в режиме реального времени. Представители компаний-производителей оборудования, используемого на НПЗ, либо другие территориально удаленные специалисты, могут помочь разобраться в нестандартных ситуациях и оперативно решить возникающие проблемы. Для этого используются так называемые Connected Solutions («подключенные решения»). Образно говоря, теперь не эксперты будут приезжать на предприятие, а предприятие в виде своего цифрового двойника будет приходить к ним на рабочий стол.

Вместе с концепцией Connected Plant популярность набирает и концепция Connected Worker («подключенный работник»). Она предполагает использование средств индивидуальной защиты (СИЗ), оснащенных набором датчиков, позволяющих отслеживать местоположение и перемещения человека на экране в диспетчерской и контролирующих его самочувствие и состояние окружающей среды. Встроенные в спецодежду газоанализаторы позволяют отправлять оператора-обходчика на опасные производственные объекты без сопровождающих. Такие устройства сообщают работнику класс опасности и факторы риска той зоны, в которую он входит, и предупреждают его и ответственное лицо за пультом о возможных нештатных ситуациях. К тому же человек становится своего рода мобильным датчиком, позволяющим отслеживать параметры среды в отдаленных уголках промпредприятия.

Благодаря мобильным устройствам, ремонтный и иной персонал, работающий в полевых условиях, может моментально связаться со своим руководством или обратиться к электронной базе данных, чтобы получить точные ответы на возникающие по ходу выполнения работ вопросы.

Некоторые датчики помогают контролировать правильность использования СИЗ. К примеру, российская компания «СофтЛайн» недавно выпустила «умные каски», которые, помимо прочего, отправляют сигнал при снятии головного убора или падении сотрудника. Очевидно, что «подключенный работник» будет склонен куда строже соблюдать производственную дисциплину, график труда и отдыха.

Подводя итоги, стоит подчеркнуть, что добиться высокой производительности, эффективности и безопасности в работе НПЗ можно только при условии комплексной модернизации, предполагающей одновременную замену технологического оборудования и внедрение современных систем управления.

«Россия взяла курс на цифровую экономику, поэтому технологии управления производством и жизненным циклом оборудования будут развиваться, — говорит Сергей Полевой. — Думаю, что нефтепереработка будет двигаться в сторону безаварийного производства (ремонтов и техобслуживания по фактическому состоянию) и современных подходов к безопасности. Соответственно, среди НПЗ будет высокий спрос на решения для управления ремонтами, онлайн-обработки данных, мониторинга и анализа производственных процессов и конечных продуктов в реальном времени».

Алексей Бурочкин и Сергей Попов также прогнозируют дальнейшее увеличение спроса на «умные» решения, позволяющие сократить капитальные расходы, связанные с пуском в эксплуатацию новых систем автоматизации, электроснабжения и собственно производственных установок.

Одним словом, очень скоро тотальная цифровизация изменит традиционные взгляды на организацию технологических и бизнес-процессов на нефтеперерабатывающих предприятиях.

Http://gisee. ru/articles/analytics/64098/

Нефтеперерабатывающая промышленность Украины – отрасль промышленности Украины, осуществляющий переработку сырой нефти на бензин, дизельное топливо и другие нефтепродукты.

Важное место в Н. К. занимает нефтеперерабатывающая промышленность. В Украине первые нефтеперерабатывающие заводы возникли на Прикарпатье – в Бориславе, Львове, Дрогобыче, Надворной. В 1848 в Дрогобыче заработал завод Шрайнера и Герца по перегонке нефти. Еще в 1853 г. Австрийское цисарское бюро патентов выдало изобретателю Ивану Зеху патент на способ очистки нефтяных дистиллятов, а в 1859 г. в Дрогобыче построена первая отечественную нефтеперекачивающую установку; в 1863 г. начала работать нефтеперегонная установка в Болехове; 1866 г. – начало постоянной промышленной переработки в Дрогобыче (завод Готлиба, где работало 200 рабочих). В 1882 г. нефтеперегонный завод построен в Печенижени (500 рабочих).

Современная нефтеперерабатывающая промышленность Украины представлена ​​шестью нефтеперерабатывающими заводами (табл. 3) общей мощностью первичной переработки 51 – 54 млн т нефти в год (это превышает аналогичные мощности Польши, Венгрии, Чехии и Словакии вместе взятые). Мощные предприятия нефтеперерабатывающей промышленности Украины расположены в Кременчуге, Лисичанске и Херсоне. Эти заводы производят 50 видов нефтепродуктов (всего известно более 300 наименований этих продуктов). В условиях экономического кризиса конца ХХ в., Поразившей постсоциалистические страны, загруженность отечественных нефтеперерабатывающих заводов находится на уровне 25%.

Устаревшие технологии и оборудование обусловливают малую глубину переработки нефти – около 55-65% против 80-90% в развитых странах. Общие номинальные мощности установок углубленной переработки нефти (каталитического крекинга, коксования, термического крекинга, производства масел, битумов) на всех НПЗ Украины составляет 6920000 т в год (1999), из них каталитического крекинга – 3680000 т в год, что составляет соответственно 13,5 и 7,2% общих мощностей переработки сырой нефти. Основные поставки нефти – из России, Казахстана и отечественные. Общая протяженность магистральных газопроводов – 35 тыс. км, нефтепроводов – 4 тыс. км. Украина имеет 12 подземных хранилищ газа, которые по своему объему являются крупнейшими в Европе.

Научно-техническое обеспечение Н. К. в Украине осуществляют 17 научно-исследовательских и проектных институтов.

История нефтеперерабатывающей промышленности Украины Захидноного региона описана в статье История нефтегазодобычи в Западной Украине.

Интенсивное развитие нефтяной и газовой промышленности связано с открытием в 50 – 60 г. XX в. и интенсивным разработкой ряда крупных месторождений нефти и газа в Западной (Предкарпатский прогиб), Восточном (Днепровско-Донецкая впадина) и Причерноморско-Крымской газоносной области.

Наибольшего уровня добычи нефти (вместе с газоконденсатом) – 14,4 млн. тонн – был достигнут 1972 г., газа – 68,7 млрд. куб. м – 1975

1976 г. в Киеве создали отдел Института геологии и разработки горючих ископаемых Министерства нефтяной промышленности СССР, основными задачами которого были теоретическое обоснование, разработку методики и использования аэрокосмических снимков на поиск месторождений нефти и газа. При отделе более десяти лет успешно действовали курсы повышения квалификации по этим вопросам. 1992 на базе этого отдела и отдела дистанционных методов Института геологических наук НАН Украины создан Центр аэрокосмических исследований Земли.

Восточный регион образовался на Днепровско-Донецкой нефтегазоносной области и являются самым по объемам добычи углеводородов в Украине. Он имеет около 85% запасов природного газа и около 61% запасам нефти Украина [1] . Географически расположен в пределах Черниговской, Сумской, Полтавской, Днепропетровской, Харьковской, Луганской и частично Донецкой области.

Современная нефтеперерабатывающая промышленность Украины представлена ​​шестью нефтеперерабатывающими заводами общей мощностью первичной переработки 51 – 54 млн т нефти в год (это превышает аналогичные мощности Польши, Венгрии, Чехии и Словакии вместе взятые). Мощные предприятия нефтеперерабатывающей промышленности Украины расположены в Кременчуге, Лисичанске и Херсоне. Эти заводы производят 50 видов нефтепродуктов (всего известно более 300 наименований этих продуктов). В условиях экономического кризиса конца ХХ в., Поразившей постсоциалистические страны, загруженность отечественных нефтеперерабатывающих заводов находится на уровне 25%.

Устаревшие технологии и оборудование обусловливают малую глубину переработки нефти – около 55-65% против 80-90% в развитых странах. Общие номинальные мощности установок углубленной переработки нефти (каталитического крекинга, коксования, термического крекинга, производства масел, битумов) на всех НПЗ Украины составляет 6920000 т в год (1999), из них каталитического крекинга – 3680000 т в год, что составляет соответственно 13,5 и 7,2% общих мощностей переработки сырой нефти. Основные поставки нефти – из России, Казахстана и отечественные. Общая протяженность магистральных газопроводов – 35 тыс. км, нефтепроводов – 4 тыс. км. Украина имеет 12 подземных хранилищ газа, которые по своему объему являются крупнейшими в Европе. Научно-техническое обеспечение Н. К. в Украине осуществляют 17 научно-исследовательских и проектных институтов. Действуют Украинская нефтегазовая академия, профильные вузы.

Обрабатывающая база Компании состоит из шести газопереробень, входящих в состав ГК “Укргаздобыча” и ОАО “Укрнафта”, производя на них сжиженный газ, моторные топлива и другие типы нефтепродуктов. Шебелинский перерабатывающей “Укргаздобыча” мощностью 720 тыс. тонн в год является современное предприятие нефтеперерабатывающей отрасли Украины. Масла и смазки производит крупнейшее в СНГ специализированное предприятие – ПАО “АЗМОЛ”.

Транспортное направление дела Компании воплощают операторы газовых и нефтяных трубопроводных сетей Украины – ДК “Укртрансгаз” и ОАО “Укртранснафта”. ГАО “Укрспецтрансгаз” является оператор по перевозке сжиженных газов в пределах Украины.

Газ на внутреннем рынке Украины продает дочерняя компания “Газ Украины”. Производственно-сбытовое предприятие “Нефтегаз” в сентябре 2002 года определено оператором по созданию фирменной сети паливниць НАК “Нафтогаз Украины”. ГП “Укрнефтегазкомплект” централизованно поставляет материально-технические ресурсы на нужды предприятий “Нафтогаза Украины”.

В сентябре 2002 года Компания приняла создать фирменную сеть паливниць, что дополнит уже имеющуюся всеукраинскую систему заправки автомобилей сжатым газом.

Поставки нефти на нефтеперерабатывающие заводы Украины, а также на Шебелинский ГПЗ в 2010 году составили 11,06 млн. т, что на 3,3% меньше, чем в 2009 году. За 11 месяцев 2011 года поставки составили 7,067 млн. т. Так, российской нефти было переработано 4,26 млн. т, украинской 1,94 млн. т, азербайджанской 704,7 тыс. т и казахской 141,4 тыс. т [2 ] .

Более 90% добычи нефти и газа в Украине осуществляет Национальная акционерная компания “Нафтогаз Украины” [3] через собственные дочерние предприятия: ДК “Укргаздобыча”, ОАО “Укрнафта” и ГАО “Черноморнефтегаз”. Доли этих компаний в совокупном добычи “Нафтогаза Украины” приведены в таблице.

Открытое акционерное общество “Укрнафта” – крупнейшая современная нефтедобывающая компания Украины, которая добывает 75% нефти и газового конденсата от общего объема добычи в стране. ОАО “Укрнафта” создано 31.03.1994 г. корпоратизацией предприятия “Производственное объединение” Укрнефть “во исполнение Указа Президента Украины” О корпоратизации предприятий “от 15.06.1993 г. № 210/93, приказ Минэкономики от 22,11,93 г. № 90 и Приказа Госкомнефтегаза № 57 от 23.02.94р. Первое свидетельство о регистрации выпуска ценных бумаг Минфин Украины выдал ОАО “Укрнафта” 25.05,94 г. № 201/0/94 г. 50% +1 акция “Укрнафты” принадлежат НАК “Нафтогаз Украины”, 41% акций контролирует группа “ПриватБанка”. В 2004 г. “Укрнафта” обеспечивала более 90% добычи нефти в Украине, 40% газового конденсата и 17% добычи природного газа. Было добыто более 3 млн. т нефти и 3,35 млрд. м? газа. Чистая прибыль за 2004 г. составила 1000000000 34736000 188 гривен.

Весной 1998 создана Национальная акционерная компания “Нафтогаз Украины”, как вертикально-интегрированная нефтегазовая компания, осуществляющая полный цикл операций по разведке и разработке месторождений, разведочного и эксплуатационного бурения, добычи, транспортировки и хранения нефти и газа, снабжению природного и сжиженного газа потребителям. Ее дочерние компании: “Газ Украины”, “Укргаздобыча” и “Укртрансгаз”, Более 97% нефти и газа в Украине добывается предприятия Компании. 100% уставного фонда “Нафтогаза Украины”, размер которого равен $ 650 млн., принадлежит Кабинету Министров Украины.

Стратегическими целями Компании остаются усиление вертикальной интеграции с выходом на розничный рынок нефтепродуктов и в нефтехимическую промышленность; закрепление позиций главного транзитера российского газа в европейские страны, создание диверсифицированной ресурсной базы за пределами Украины.

Сегодня часть нефти и газа в общем балансе использования первичных энергоресурсов Украины составляет 61%. Приоритетным энергоресурсом является природный газ, часть которого в энергобалансе за последние годы составляет 41-43%.

Украина принадлежит к странам с дефицитом собственных природных углеводородных ресурсов, удовлетворяя потребность в газе за счет собственной добычи на 20-25%, в нефти – на 10-12%.

1991 потребление природного газа составило 118,1 млрд. куб. метров и страна занимала 3 место в мире по уровню потребления газа, уступая только США и России. За последние 10 лет использование природного газа в Украине уменьшилось на более трети, и 2001 г. составило 70,5 млрд. куб. метров.

Потребление нефти и нефтепродуктов в Украине за последние годы стабилизировалось на уровне 12-14 млн. тонн в год.

2000 г. в Украине было добыто в целом 18,1 млрд. кубометров природного газа, 2001 г. – 18,4 млрд., а в 2002-го – 18,8 млрд. За последние годы только предприятия НАК “Нафтогаз Украины” нашли 9 газовых месторождений в пределах Днепровско-Донецкой впадины и 5 в Западном регионе. Особенно весит открытия на украинском шельфе Черного и Азовского морей 4 месторождений природного газа, что свидетельствует о больших перспективах добычи шельфовой зоны. Ее предусмотрены запасы составляют около 1 трлн. кубометров газа.

Для обеспечения роста добычи газа и нефти необходимо привлекать инвестиции для разведки новых месторождений и подготовки к промышленной добыче, однако их настоящее объем недостаточен. Потребность в инвестициях составляет 2,1-2,3 млрд гривен ежегодно [5] , это позволит увеличить ежегодную добычу до 22 млрд м 3.

Значительные перспективы добычи газа на шельфе Черного и Азовского морей, но, кроме проблем несовершенного законодательства, проблем с выдачей лицензий и других бюрократических преград, есть и другие осложнения [6] : добыча на шельфе является сложным технологически и требует больших затрат. Поэтому для значительного роста добычи (примерно на 4 млрд м 3) на шельфе нужно вложить до 2 млрд долларов для разведки, подготовки месторождений, закупки дорогостоящего оборудования для глубоководного бурения и т. д. [7] . Другой проблемой является неопределенность морских границ Украины и России, не позволяет начать масштабное освоение ряда месторождений (площадь Паласса, Одесское, Безымянное и т. д.). Расширение разведки и добычи сдерживается также проблемой цены на газ: поскольку украинские компании должны реализовать добытый газ преимущественно населению и бюджетным организациям по заниженной цене, они не могут аккумулировать достаточно средств для инвестирования ценных проектов добычи, особенно в глубоководной части шельфа. Привлечение иностранных инвестиций сдерживается рядом факторов, среди которых выделяют несовершенные механизмы выдачи лицензий на разведку и разработку месторождений (сложность, непрозрачность и др.)., Непредсказуемость действий власти в долгосрочной перспективе по изменению “правил игры”, нестабильность политической ситуации в стране, а также значительные риски по возврату вложенных инвестиций и получения прибыли.

В Украине действуют шесть нафтарень, которые вместе могут перерабатывать 51 млн тонн сырой нефти в год.

Кременчугский НПЗ расположен в одноименном городе Полтавской области и является головным предприятием ПАО “Транснациональная финансово-промышленная нефтяная компания” Укртатнафта” . Завод начал работу в 1961 году, и находился в государственной собственности в 1994 года, когда была создана совместная украинского-татарская компания. Украина тогда передала в уставный фонд Кременчугский НПЗ, а Татарстан – акции добывающих компаний и денежные средства. К 2009 года Татарстан осуществлял контроль за “Укртатнафты” из четырех направлений: Министерство земельного имущества Татарстана (28,77% акций компании), “Татнефть” (8,61% акций), американская “SeaGroup International” с 9,96% акций и швейцарская компания “Amruz Trading” (8,34%). С украинской стороны НАК “Нафтогаз Украины” принадлежало 43,05% акций “Укртатнафты”, подконтрольной группе “Приват” компании “Корсан” – 1,27% акций.

В 2010 году акции “Amruz Trading” и “SeaGroup” (всего 18,3% акций) решением украинского суда были возвращены “Укртатнафте”. Решение было аргументировано тем, что эти компании так и не оплатили векселя, которыми рассчитывались за приобретенные в 1995 году акции “Укртатнафты”. Затем пакет акций “Amruz Trading” и “SeaGroup” за 2,1 млрд. грн. приобрела компания “Корсан”. Позже еще 28,77% акций, принадлежавших Татарстану, были проданы за 2,6 млрд. грн. В конце концов правительство Татарстана вывел из состава “Укртатнафты” свою часть вклада в учредительный фонд – компанию “Татнефтепром” – и продал ее акции нефтяной компании “Алойл”. Таким образом, сегодня татарстанские акционеры лишились своих пакетов акций украинского НПЗ, НАК “Нафтогаз Украины” до сих пор принадлежит 43,054%, остальные акции сосредоточена у компаний, аффилированных с группой “Приват” [8] .

Мощности завода позволяют перерабатывать 18,6 млн. т сырья в год. Нефть поступает на предприятие преимущественно нефтепроводам Гнединцы – Глинско-Розбышевское – Кременчуг (сырье восточно происхождения), Самара – Головашевка – Кременчуг и Самара – Лисичанск – Кременчуг (сырье из России и Казахстана), а также железнодорожным транспортом [9] . Используется также азербайджанская нефть [10] .

Лисичанский НПЗ (ЧАО? ЛИНИК?) расположен в городе Лисичанск Луганской области. Предприятие является самым молодым из нефтеперерабатывающих заводов Украины, его первая очередь построена в октябре 1976 года. Завод был ориентирован на обеспечение темными нефтепродуктами ТЭЦ Донбасса, а также на удовлетворение потребностей в светлых нефтепродуктах ( бензине и дизельном топливе) Краснодарского и Ставропольского края. К началу 90-х Лисичанский НПЗ играл ведущую роль в отечественной нефтепереработке – 1991 года было переработано 23,7 млн т нефти, что до сих пор является рекордным для завода показателем. Однако в дальнейшем объемы переработки начали снижаться, а задолженность предприятия росла. Так, 1999 года завод переработал всего 531 тыс. т сырья.

В июле 2000 было заключено соглашение о продаже контрольного пакета акций (67,41%) ОАО “Лисичанскнефтеоргсинтез” российской компании ТНК. Смена владельца улучшила ситуацию, и 2004 года завод переработал уже 6,6 млн. т нефти. Сегодня предприятие может переработать около 8 млн. т. сырья в год [11] .

Сейчас владельцем производственных мощностей Лисичанского НПЗ является ОАО “ЛИНИК”, которое входит в группу компаний ТНК-BP в Украине. Поставка нефти осуществляется по нефтепроводу Самара – Лисичанск, а также железнодорожным транспортом [12] . По состоянию на июнь 2011 до 80% бензина и 60% сжиженного газа, который производится на заводе, следует на экспорт, главным образом в Россию [13] [14] .

    ОАО “Лукойл-Одесский НПЗ” (г. Одесса, Одесская область), построенный 1935 г., – мощность, по состоянию на 2005 год, около 2,8 млн. тонн сырой нефти в год. ОАО “Львовский опытный нефтемаслозавод” (г. Львов, Львовская область), построенный 1896 ОАО “Нефтеперерабатывающий комплекс Галичина” (г. Дрогобыч, Львовская область), построенный 1863 г., – мощность, по состоянию на 2005 год, около 3,5 млн. тонн сырой нефти в год. ОАО “Нефтехимик Прикарпатья” ( Надворная, Ивано-Франковская область), построенный 1897 г., – мощность, по состоянию на 2005 год, – 2,6 млн. тонн в год. ОАО “Херсоннафтопереробка” – ежегодно может перерабатывать 7,1 млн. тонн нефти (по состоянию на 2005 год).

Http://nado. znate. ru/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B0%D1%8F_%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%BC%D1%8B%D1%88%D0%BB%D0%B5%D0%BD%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%82%D1%8C_%D0%A3%D0%BA%D1%80%D0%B0%D0%B8%D0%BD%D1%8B

Исследованы основные особенности современного нефтеперерабатывающего комплекса в РФ. Обозначены его основные проблемы и сформулирована приоритетная задача развития.

Basic features of modern refinery complex in Russia have been researched. Its basic problems have been marked and its priority goal of development have been formulated

The set of theories given in Table 1 reflecting only a part of existing approaches to description of informal roles highlights advantages and disadvantages of each theory. Identification of existing approaches allows to optimize the process of research and choice of framework for solving the set problems.

«Theory of role division in a team» developed by American psychologist R. Meredith Belbin, who dedicated ten years to study the environment necessary for successful team performance, marks itself out of the other theories considered above. Belbin managed to create a framework evidenced by a considerably huge amount of experimental data. The basis of the methodology is a scientific theory of role behavior of people and their interaction with a team. The theory of role division in a team proposed by the author is a universal instrument easy to understand and to apply within

The framework of the conducted research. The model allows to provide detailed individual recommendations with regard to development of a team potential by a particular individual and also includes a developed diagnostic and methodological framework.

Notwithstanding several advantages, the following problems are to be solved within a student group for application of this model: firstly, the questionnaire should be revised for the purposes of application in a student environment; secondly, assessment of the influence of individual profile of organizational culture on the group profile should be revised.

An increase in index of regression coefficient between the adjusted detached area and objective indicators qualifying academic performance of students may serve as a proof of validity of the proposed assumptions.

1. Antonov A. P., Sibileva V. Y. Analysis of influence of organizational culture on academic performance of students.// MANazmenta EKOnomika Journal of MANagement and ECOnomics. – ISSN 1337-9488. – MANEKO: 2014.01.

2. Adzies I. Management./Mismanagement Styles. – M.: Alpina Business Books, 2009. – 200 p.

3. Bazarov T. Y., Yeremin B. L. Human resources management: College textbook – 2nd revised and enlarged ed. – M: UNITY, 2006. – 560 p.

4. Belbin R. Meretith. Team Role Summary Descriptions. [online]//[Electronic resource]. – Available from: http://www. belbin. com (2012-2014 BELBIN Associates).

5. Myers-Briggs Isabel, Piter. MBTI. Type Indicator. Gifts Differing. Business psychologists. – 2010. – 320 p.

6. Cameron K., Quinn R. Diagnosing and changing organizational culture./Translated from English ed. by I. V Andreeva. – SPb: Piter, 2001. – 320 p.

8. Margerison C., McCann D., Davies R. Focus on team appraisal.//Team performance management an international journal. – 1995. – vol. 1, № 4.

9. Moreno J. L. Sociometry and the science of man. – New York: Beacon House, 1956. – 156 p.

10. Schindler R. Grundprinzipien der Psychodynamik in der Gruppe (Basic principles of psychodynamics in a group)/ Psyche, 11. – 1957/58. – 314 p.

Starkova Nadezhda Olegovna, Kuban State University, candidate of science in Economics, associate professor, International economics and management department E-mail: n. starkova@mail. ru

Golubev Nikita Vasilievich, Kuban State University, undergraduate of International economics and management department E-mail: neki492@gmail. com

Abstract: Basic features of modern refinery complex in Russia have been researched. Its basic problems have been marked and its priority goal of development have been formulated.

Keywords: oil refinery, fuel, market, oligopoly, competition, petroleum, world market, price, modernization.

Старкова Надежда Олеговна, Кубанский государственный университет, кандидат экономических наук, доцент кафедры мировой экономики и менеджмента E-mail: n. starkova@mail. ru Голубев Никита Васильевич, магистрант кафедры мировой экономики и менеджмента

Аннотация: Исследованы основные особенности современного нефтеперерабатывающего комплекса в РФ. Обозначены его основные проблемы и сформулирована приоритетная задача развития.

Ключевые слова: нефтепереработка, топливо, рынок, олигополия, конкуренция, нефтепродукты, мировой рынок, цена, модернизация.

Нефтяная отрасль всегда имела наиважнейшее значение для экономики России, сохраняя высокую долю в формировании доходной части национального бюджета. С точки зрения развития экономики ее роль сложно переоценить, однако так же сложно и оценить в реальном выражении на основе статистических данных в виду ряда сложностей, связанных с их сопоставлением. Так, приводимые Минэнерго, ФСГС и нефтяными компаниями данные по одним и тем же позициям, оценивающим объем производства, переработки, реализации и т. д. могут существенно разниться и представляться в несопоставимых данных (м3, тн, руб.). Частично этот факт объясняется тем, что производство нефтепродуктов в России и их сбыт были в известной степени выведены отечественными производителями за пределы досягаемости официальной статистики [8], что было вызвано следующими проблемами отрасли:

– практика продаж нефтепродуктов внутри непрозрачной структуры вертикально-интегрированных нефтяных компаний;

– нелегальная торговля нефтепродуктами (это относится как к нелегальному экспорту нефтепродуктов на более рентабельные западные рынки через страны СНГ и Балтии, так и импорту дистиллятов из Беларуси, Азербайджана, Украины, Казахстана и Украины (цены на нефтепродукты в этих странах зачастую ниже, чем в России), который практически никак не отражается в официальной статистике);

– воровство нефтепродуктов (по данным экспертов рынка до 10 % от общего объема прокачиваемых через систему дистиллятов [12]), учитываемое как часть транзакционных издержек поставщика.

Отраслевая и региональная статистика потребления нефтепродуктов также содержит много пробелов, в то же время, если проанализировать данные приводимые Минэнерго о поставках нефтепродуктов с НПЗ в регионы России (без учета продаж нефтепродуктов, производимых малыми предприятиями) можно увидеть, что рост потребления нефтепродуктов (автомобильного бензина, дизельного топлива и топочного мазута) характерен для

Тех субъектов РФ, которые отличают наиболее высокие темпы экономического роста.

Основными нефтепродуктами, производимыми в РФ, являются авиационное топливо, бензины, дизельное топливо, мазуты, битумы и масла (гидравлические, индустриальные, компрессионные, моторные, трансмиссионные, трансформаторные, турбинные и др.

В отрасли действуют 28 крупных нефтеперерабатывающих заводов (мощность от 1 млн. т/год), мини-НПЗ и заводы по производству масел. Протяженность магистральных нефтепроводов составляет около 50 тыс. км. и нефтепродуктопроводов — 19,3 тыс. км. [6]. При этом большая доля рынка нефтепродуктов сосредоточена под контролем общероссийских нефтяных компаний: «Лукойл», «Роснефть», «Газпром» [3], и др., которые часто диктуют собственные условия и в отсутствии конкуренции влияют на установление цен [1]. В отсутствие конкуренции, размер прибыли, зарабатываемой нефтяными компаниями на реализации нефтепродуктов на внутреннем российском рынке, явно чрезмерен. Так, за последние за три года цена на бензин АИ-95 выросла на 12 рублей. Ровно 5 лет назад литр 95-го стоил в среднем по стране 24,7 рубля за литр, сегодня — 36,5 [12].

Помимо особенностей ценообразования, современный рынок нефтепродуктов высоко дифференцирован. Исторически сложилось так, что нефтеперерабатывающие мощности недостаточно равномерно распределены по территории РФ. Так, в Поволжье и на Западном Урале находится около 50 % нефтеперерабатывающих производств, в Центральном районе — 18 %, в Сибири — 16 % [4]. При этом Северо-Западный, дальневосточный и Южный федеральный округа имеют наименьшее число НПЗ, несмотря на то, что они признаны наиболее перспективными с точки зрения экспорта нефтепродуктов. Все это приводит к увеличению нагрузки на системы транспортировки нефтепродуктов, увеличению «транспортного плеча», сдерживанию экспорта российских нефтепродуктов.

Неравномерность распределения мощностей находит свое отражение и в уровне загрузки заводов. Так, в Центральном, Приволжском, Сибирском и Южном

Федеральном округах мощности НПЗ задействованы в среднем на 78-90 %, а в Северо-Западном и Дальневосточном — остро ощущается дефицит перерабатываемых активов. Средняя загрузка нефтеперерабатывающих предприятий по РФ колеблется от 75 до 82 %, для сравнения — в развитых странах она составляет 90-95 %.

Различия рынка нефтепродуктов на уровне регионов проявляются не только в уровне их обеспеченности данным видом ресурсов, темпах прироста платежеспособного спроса и стабильности поставок на рынок, но и в динамике цен, которые также существенно различаются в зависимости от региона. Так, по данным ФСГС РФ, проводившей еженедельный мониторинг цен на нефтепродукты, в 2010-2012 гг. разброс цен на отдельные виды нефтепродуктов составлял по регионам более 50 %, достигая по отдельным товарным позициям 62,5 %. При этом по данным Российского топливного союза, разница в потребительских ценах на бензин автомобильный марки АИ-93 и АИ-95 в субъектах РФ при изучении в помесячном разрезе глубокие разрывы. Так, в 2010 г. она составила 2,0 раза, в 2011 г. — 1,7 раза, в 2012 г. — 1,5 раза, в 2014 — 1,6. В ценах производителей аналогичное соотношение составило 1,6, 1,7 и 1,5 раза соответственно [7].

Еще одна особенность российского нефтеперерабатывающего комплекса — отсутствие на большинстве заводов необходимых вторичных процессов переработки: изомеризации, алкилирования, гидрокрекинга, современных методов каталитического реформинга и др. Значение коэффициента Нельсона российских нефтеперерабатывающих заводов (характеризует сложность нефтепереработки, наличие вторичных процессов, и соответственно, способность завода выпускать высококачественные нефтепродукты) в среднем оценивается в 4,3, тогда как среднемировой уровень составляет 7,1. В США этот показатель составляет 10,8, в Западной Европе — 7,4, в республиках бывшего СССР (кроме России) — 4,8 [8]. Для сравнения: новый индийский экспортноориентированный НПЗ затраты на строительство которого составили 9 млрд. долл. и проектной мощностью 27 млн. т/год, строительство которого планируется в Джамнагаре, будет шестым в мире по проектной мощности, а по коэффициенту Нельсона (14,5) одним из самых сложных, а на НПЗ «Wilmington», принадлежащий компании «Shell» и расположенный близ Лос-Анджелеса, который перерабатывает тяжелую сернистую нефть в экологически чистые нефтепродукты, соответствующие жестким стандартам штата Калифорния, имеет коэффициент Нельсона 16,4.

На протяжении длительного времени стратегия российских вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) в целом отличалась от стратегии международных нефтяных компаний, которые делали ставку на глубокую переработку нефти и основные доходы получали

Именно от продажи нефтепродуктов. Главным для России вплоть до середины 2000-х гг. традиционно был не внутренний рынок, а экспорт. Российские ВИНК долгое время рассматривали нефтепереработку и внутренний рынок нефтепродуктов как своего рода побочный бизнес, и практически не развивали другие сегменты интегрированной цепочки бизнеса за исключением производств первого передела. Они считали, что им выгоднее экспортировать сырую нефть, чем поставлять нефтепродукты на внутренний рынок и на экспорт, что было справедливо, учитывая низкое качество и, соответственно, относительную дешевизну на мировом рынке российских нефтепродуктов.

Однако в настоящее время государство, следуя мировым стандартам [10], повышает требования к качеству нефтепродуктов, вводит новые стандарты. Добиться такого качества бензина Евро-4 и Евро-5 на технически устаревших отечественных НПЗ очень сложно и нерентабельно, по эффективности они сильно отстают от мировых показателей. Так, в США из одной тонны нефти получают 420 литров бензина, а в РФ только 140 [5]. Поэтому в Энергетической стратегии России до 2030 г. в числе наиболее острых проблем топливно-энергетического комплекса страны особо отмечено слабое развитие производства энергоносителей с высокой добавленной стоимостью, в том числе светлых нефтепродуктов и расширенный вывоз энергетического сырья нулевой или низкой степени переработки.

Выявленные особенности современной нефтеперерабатывающей отрасли явно указывают на то, что в этом стратегически важном для страны комплексе назрела острая необходимость модернизации не только производственных мощностей, но и всей системы управления. Падение цен на нефть на мировом рынке в 2014 году еще раз выявило наличие многих системных проблем: несовершенство рыночной инфраструктуры; нерациональное размещение нефтеперерабатывающих мощностей; монополизация отрасли [9], недобросовестная конкуренция за счет олигополистического сговора трех крупнейших игроков на рынке [11]; наличие диспропорций между внутренними ценами на основные энергоносители и их одновекторная зависимость от мировых цен (рост цен на мировом рынке стимулирует повышение внутренних цен на топливо в РФ, тогда как падение мировых цен снижением внутри страны не сопровождается [2]). Рассмотрение всего спектра накопившихся вопросов выходит за рамки отдельной отрасли, повышая их значимость до государственного уровня, в связи с чем приоритетной задачей развития отечественной экономики на современном, достаточно непростом этапе, должно явиться формирование эффективного механизма инновационного развития нефтеперерабатывающей отрасли РФ с соблюдением принципов рыночной конкуренции и рациональности использования невоспроизводимых ресурсов.

1. Воронов А. А., Глухих Л. В., Рыбальченко Р. В. Конкурентная устойчивость промышленных предприятий: определение и управление.//Вопросы экономики и права. – 2012. – № 46. – С. 71-74.

Features of mutual relations of subjects of art market and art business

2. Индексы цен на нефтепродукты. Информационное агентство Kortes-Thomson Reuters.//[Electronic resource]. – Available from: http://www. kortes. com/index/

3. Козырь Н. С. Реструктуризация бизнеса и оценка его стоимости.//Наука и экономика. – 2010. – № 2. – С. 95-99.

4. Куницына Н. Н., Савцова А. В. Региональные экономические системы: цикличность и неопределенность динамики. – Ставрополь: Ставропольское книжное издательство, 2008. – 184 с.

5. Никулина О. В., Ладыгина Е. И. Системы качества как основа успешного бизнеса.//Качество. Инновации. Образование. – 2013. – № 2 (93). – С. 50-55.

6. Официальный сайт Министерства энергетики РФ./ДЕкЩгаше resource]. – Available from: http://minenergo. gov. ru

7. Официальный сайт Российского топливного союза.//[Electronic resource]. – Available from: http://www. rfu. ru/

8. Оценка общего потребления энергии во всех регионах РФ. Эколого-энергетическое рейтинговое агентство « Интерфакс-ЭРА».//[Electronic resource]. – Available from: http://interfax-era. ru/reitingi-regionov/2009/obshchee-potreblenie-energii

9. Старкова Н. О., Кизим А. А. Управление маркетингом промышленных предприятий.//Экономика устойчивого развития. – 2012. – № 9. – С. 183-189.

10. Старкова Н. О. Перспектива интеграции России с ЕС.//Вестник Ростовского государственного экономического университета (РИНХ). – 2010. – № 32. – С. 63-71.

11. Старкова Н. О., Рзун И. Г., Польшикова К. С. Рынок автомобильного топлива России. Тенденции, перспективы, прогноз.//Проблемы современной экономики. – 2014. – № 22-2. – С. 191-197.

12. Шевченко И. В., Логинов А. Е. Энергетические стратегии в условиях глобализации.//Национальные интересы: приоритеты и безопасность. – 2006. – № 6. – С. 27-32.

Starkova Nadezhda Olegovna, Kuban State University, candidate of science in Economics, associate professor, International economics and management department E-mail: n. starkova@mail. ru Petrov Nikolai Evgenevich, undergraduate of International economics and management department

Features of mutual relations of subjects of art market and art business

Abstract: Basics of art market and the art business have been studied. Character of economic relations between main subjects of art market has been defined. Their roles and responsibilities in promotion and sales of art product and implementation of marketing communications have been determined. Most common forms and features of the relationship between artist and gallery in modern Russian art market have been identified.

Keywords: art market, art business, artist, gallery, image, reputation, marketing communications.

Старкова Надежда Олеговна, Кубанский государственный университет, к. э. н., доцент кафедры мировой экономики и менеджмента

E-mail: n. starkova@mail. ru Петров Николай Евгеньевич, магистрант кафедры мировой экономики и менеджмента

Аннотация: Исследованы основы артрынка и артбизнеса. Определен характер экономических отношений между основными субъектами артрынка. Установлены их роли и функции в процессе продвижения, продажи продукта творчества художника осуществлении маркетинговых коммуникаций. Определены наиболее распространенные формы и особенности отношений между художником и галереей в условиях современного российского артрынка.

Ключевые слова: артрынок, артбизнес, художник, галерея, имидж, репутация, маркетинговые коммуникации.

Http://cyberleninka. ru/article/n/osobennosti-sovremennogo-neftepererabatyvayuschego-kompleksa-rf

В. А. РЯБОВ, генеральный директор Всероссийской Ассоциации нефтепереработчиков

И нефтехимиков (г. Москва), член редакционного совета журнала «Нефть и газ Сибири» (г. Омск)

Председатель Правительства Российской Федерации В. В. ПУТИН, выступая по вопросу о Программе развития до 2020 г., говорил: «Если мы не добьёмся прорыва на рынке товаров и услуг с высокой добавленной стоимостью, Россия обречена на уменьшение своей роли в развитии мировой экономики. За всем этим кроются серьёзные риски для существования нашей государственности и для обеспечения национальной безопасности и обороноспособности государства. Для обновления производства нам понадобится либерализация амортизационной политики. Поэтому со следующего года должны быть введены дополнительные механизмы ускоренной амортизации основных средств и, прежде всего, технологического оборудования». (Российская газета, 9.05.2008 г.)

12 февраля 2010 г. Президент Российской Федерации Д. А. МЕДВЕДЕВ посетил одно из ведущих предприятий отрасли – Омский НПЗ. По результатам визита президент призвал модернизировать старые нефтеперерабатывающие заводы и строить новые, современные.

Президент отметил, что нефтеперерабатывающая отрасль, конечно, одна из самых эффективных в стране, но и её стоит развивать. От этого зависит, как выразился президент, «останемся ли мы в числе ведущих топливно-энергетических держав или окажемся на обочине, несмотря на то, что у нас существуют мощные запасы».

Если посмотреть на состояние нефтеперерабатывающей отрасли РФ в последние годы, то можно отметить:

– экспорт сырой нефти остаётся практически неизменным и составляет порядка 50% от её добычи и в Генеральной схеме развития нефтяной отрасли Российской Федерации на период до 2020 года предусматривается из 500 млн. т/год добываемой нефти на переработку внутри страны 230 млн. т/год, на экспорт – 270 млн. т/год;

– глубина переработки нефти также практически остаётся неизменной и составляет порядка 71%;

– уровень внутреннего потребления нефти в стране за период 2005 – 2010 годы практически остается неизменным. Наибольшую выгоду (в разы) получает та страна, которая потребляет нефть, а не торгует нефтью. Потребление продукции нефтепереработки и нефтехимии на душу населения – важнейший показатель, влияющий на рост ВВП и уровень жизни населения;

– индекс комплексности Нельсона также остается практически неизменным.

По качественной характеристике уровня развития своего производственного потенциала (вторичных процессов) Россия занимает среди стран мира лишь место в шестом десятке;

– в России за два десятилетия не построен ни один современный нефтеперерабатывающий завод (только в конце 2010 г. начался поэтапный ввод мощностей в

– актуальнейшей проблемой становится высокая зависимость российского рынка нефтепродуктов от импорта стратегических составляющих производства топлив и масел – катализаторов, присадок и химикатов, повсеместного внедрения западных технологий и оборудования.

Решению проблем нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности в настоящее время уделяется большое внимание на всех уровнях государственной власти и нефтяными компаниями.

– Энергетическая стратегия России на период до 2030 года – распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.

Однако, в принятой Стратегии до 2030 года сохраняется сырьевой вектор направленности нефтегазового комплекса, а такой важный показатель, как потребление нефтепродуктов на душу населения на уровне 1,3-1,6 т/чел., отнесён на 2030 год (уровень потребления нефтепродуктов в 1,6 т/чел. был достигнут в 1990 году).

– Генеральная схема развития нефтяной отрасли Российской Федерации на период до 2020 года – правительственной комиссией по ТЭК от 11 мая 2011 г.

Принятая Правительственной комиссией Генеральная схема изменила государственную стратегию в части сырьевой направленности и смещения сроков внедрения мощностей по глубине переработки нефти с 2015 на 2020 годы, а такие показатели, как индекс Нельсона и потребление нефтепродуктов на душу населения, в Генеральной схеме отсутствуют (не содействует развитию нефтеперерабатывающей промышленности).

Необходимо сохранить ввод объектов глубокой переработки нефти, определённых Энергетической стратегией до 2015 года (в 2009 году ввели мощности по производству кокса в г. Уфе, а в 2010 году – комплекс каталитического крекинга в Кстово).

Важным решением по итогам совещания 08.07.2011 в г. Кириши является поручение Председателя Правительства РФ по поддержке практики заключения с нефтяными компаниями четырехсторонних соглашений, устанавливающих обязательства нефтяных компаний по реализации на внутреннем рынке качественного моторного топлива (по всей номенклатуре) в объёмах не менее пропорциональных объёмам добычи нефти и модернизации (строительству, реконструкции) нефтеперерабатывающих мощностей вторичных процессов.

США в 2014-2015 гг. переходит на переработку тяжёлой канадской нефти вместо нефтей персидского залива, что приведёт к резкому снижению цен на нефть. Мы просим Минэнерго России рассмотреть этот вопрос.

Можно вспомнить, что в 1998 году мировые цены на нефть упали примерно в 3 раза и составили 9-10 долл. США за баррель, что привело к экономическому кризису в стране, при этом оптовые цены на нефтепродукты снизились на 20%, а розничные – не более чем на 5%. Аналогичную картину мы видели в 2008 году, во время экономического кризиса, когда цены на нефть упали также примерно в 3 раза, а цены моторных топлив на АЗС снизились на 10-20%.

Существует мнение во властных структурах, что экспорт сырой нефти выгоднее экспорта нефтепродуктов. В противовес этому мнению можно отметить, что у ряда передовых нефтеперерабатывающих предприятий, продуктовая экспортная корзина дороже стоимости экспорта сырой нефти. Например, заводы «ЛУКОЙЛа», Уфимская группа НПЗ, Омский НПЗ и др.

Представленный в правительство проект системы налогообложения 60/66 придавливает всех: и «самовары», и эффективные заводы. Это неправильно, поскольку стимулирует экспорт сырья, а не продуктов углеводородного сырья. Необходимо дифференцировать экспортные пошлины на тёмные и светлые нефтепродукты. Если бы на светлые нефтепродукты пошлина была гораздо ниже, чем на тёмные, давно бы выросло качество нефтепродуктов.

При переработке и потреблении нефтепродуктов вместо продажи сырой нефти выгода растёт в десять раз (мультипликативный эффект). Надо продавать нефтепродукты европейского качества, а не торговать низкокачественными нефтепродуктами, по существу полуфабрикатами (особенно дешёвым мазутом).

Замена дешёвых низкокачественных нефтепродуктов (топочный мазут, некачественное дизельное топливо, газойли и др.), поставляемых на экспорт, моторными топливами европейского качества позволит дополнительно получить ежегодно нефтепродуктов на сумму более 20 млрд. долл. США и значительно снизит себестоимость товарной продукции. (Если нет внутреннего потребления.)

В стране уже в течение нескольких десятилетий не вводятся в эксплуатацию новые современные нефтеперерабатывающие заводы (только в конце 2010 г. начался поэтапный ввод мощностей в ОАО «ТАНЕКО»). Наиболее современные заводы после распада Советского Союза отошли бывшим республикам. В развитых странах, как правило, НПЗ располагаются в прибрежных зонах.

Если сравнить оптовые цены на нефтепродукты на НПЗ с ценами, по которым они продаются потребителям, то разница значительна.

Как только нефтепродукт вышел за пределы НПЗ, его цена повышается чуть ли не в 2 раза, а при реализации его на дальнее расстояние цена повышается в 3 раза.

Причём, при транспортировке нефтепродуктов железнодорожным транспортом, имеют место существенные экономические потери, которые составляют от 30 до 80 долл. США на 1 тонну нефтепродукта.

Выходом из такой ситуации может стать форсирование строительства нефтепродуктопроводов, совершенствование налоговой системы, проведение более чёткой ценовой политики на государственном уровне.

Высокие финансовые вложения нефтяных компаний в модернизацию морально и физически устаревших производств не делают их конкурентоспособными с передовыми западными фирмами по затратности производственного процесса, энергетического обеспечения, системам управления производством и др., что в конечном итоге негативно сказывается на ценообразовании конечной продукции.

Изменение прибыли в зависимости от глубины переработки нефти представлено на графике.

Строительство на основе государственно-частного партнёрства (по примеру ОАО «ТАНЕКО», Республика Татарстан) современных нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов на концах нефтепроводов и в приморских зонах, независимых от вертикально-интегрированных компаний, должно стать приоритетным направлением развития нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств нового типа.

В Западной Европе с 1994 года на основе государственно-частного партнёрства запущены и уже в значительной степени реализованы проекты на сумму более 120 миллиардов долларов.

Строительство новых нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов с высокоразвитой технологией глубокой переработки нефти позволит обеспечить многократный рост прибыли предприятия, оказать существенное влияние на стабилизацию ценовой политики, повысить конкурентоспособность продукции, предотвратить галопирующий рост цен.

В целях развития нефтехимии (в соответствии с Протоколом совещания Председателя Правительства РФ от 17.11.2009 г. № ВП-П9-49пр в г. Нижнекамске) Ассоциация обращала внимание в Минэнерго России на необходимость создания на основе строящихся нефтеперерабатывающих производств трёх нефтехимических комплексов на концах экспортных труб.

Для реализации планов ряда компаний по модернизации действующих мощностей, отстающих по своему техническому уровню от передовых российских НПЗ на 2 года, а также строительству новых современных нефтехимических комплексов, необходима непосредственная помощь со стороны государства, в том числе в рамках государственно-частного партнёрства (во исполнение решений, принятых на совещании в г. Северодвинске – протокол от 11 июля

Несовершенство налоговой системы в стране не создает условий для снижения цен на нефтепродукты.

Существующая налоговая политика стимулирует нефтяные компании к экспорту добываемой нефти, а не увеличению загрузки отечественных НПЗ и их техническому перевооружению, делая неэффективными инвестиции в нефтепереработку, ориентирует НПЗ на выпуск полуфабрикатов, вместо получения товарных нефтепродуктов, сдачу цехов в аренду и т. д.

В ценах предприятия налоговая нагрузка на нефтепереработку составляет около 60% от стоимости товарной продукции.

Эта величина почти в 2 раза превышает допустимый уровень налогов на товаропроизводителей, обеспечивающий им средства для развития производства.

Налоговое бремя в отрасли является самым высоким как по промышленности России в целом, так и внутри нефтяного комплекса. По промышленности доля налогов составляет 41%.

Парадоксом отечественной налоговой системы является то, что, в соответствии с действующим законодательством, плательщиками акциза по подакцизной продукции, в том числе произведённой из давальческого сырья, являются производители, т. е. НПЗ, не являющиеся собственниками выпускаемой ими продукции, несмотря на то, что в 2003 году Госдумой и правительством было принято решение о перенесении уплаты акцизов на моторное топливо с НПЗ на его продавца (АЗС).

Совершенствование налогового законодательства в нефтепереработке и нефтехимии – одна из актуальнейших проблем, решение которой будет способствовать стабилизации цен на нефтепродукты.

О процессинговой схеме переработки углеводородного сырья на НПЗ России

Негативным моментом, сказывающимся на темпах развития неф-теперерабатывающих производств в России, является работа заводов по процессинговой схеме переработки сырья, применяемой нефтяными компаниями.

Сравнительный анализ приведённых в формах статистической отчётности показателей стоимости товарной продукции и прибыли НПЗ, работающих на условиях давальческого сырья, и соответствующих расчётных показателей при использовании беспроцессинговой схемы показал, что объём товарной продукции в 12,4 раза, а сумма прибыли в 9,5 раза выше при беспроцессинговой схеме переработки углеводородного сырья (см. график).

Более широкое использование беспроцессинговой схемы переработки нефти позволило бы быстрее модернизировать НПЗ, значительно повысить прибыльность работы предприятий и, как следствие – существенно увеличить ВВП и поступления налогов в федеральный и местный бюджеты, заметно повлиять на стабилизацию цен на моторные топлива, сгладить социальную напряжённость в регионах. При этом максимально используются внутренние резервы, снижаются затраты, повышается производительность труда.

Имеется положительный опыт работы ОАО «ЛУКОЙЛ», НПЗ которого в регионах дают увеличение ВВП и прибыли и, естественно, налогов на порядок больше, без потерь для РФ.

В вопросе о переходе на беспроцессинговую схему переработки углеводородного сырья, Ассоциация выступает единым фронтом с Минэнерго России.

№ 208-ФЗ от 27 июля 2010 г. «О консолидированной финансовой отчётности»; в Государственной Думе находится на рассмотрении и прошёл стадию первого чтения проект Федерального закона «О внесении изменений в часть первую и вторую Налогового кодекса Российской Федерации в связи с созданием консолидированной группы налогоплательщиков».

Необходимо содействие федеральных органов исполнительной и законодательной власти по ускорению принятия федерального закона, вступление в силу которого может сделать неэффективным использование компаниями процессинговой схемы.

В последние годы регионы становятся более зависимыми от трансфертов из федерального центра. Количество дефицитных регионов постоянно растёт: 2008 год – 37, 2009 год – 57, 2010 год – 63 (нонсенс – в Российской Федерации в этом плане всё в порядке).

Одним из существенных аргументов в части самодостаточности регионов является решение вопросов оптимизации и эффективности работы нефтеперерабатывающей отрасли. Действующие и строящиеся новые крупные и средние НПЗ в этих регионах позволят значительно сократить количество дефицитных регионов.

Одной из важных проблем в строительстве и развитии новых НПЗ является проблема высоких издержек в реализации инвестиционных проектов, связанных с отсутствием гармонизации отечественных и европейских норм в сфере безопасности и экологии. На всех стадиях строительства сплошь и рядом – откаты, что делает строительство НПЗ дороже примерно в два раза. Нефтяные компании вынуждены приобретать НПЗ в Европе, не создавая дополнительные дорогие рабочие места, не оставляя у себя в РФ добавленную стоимость и налоги. Однако приобретенные зарубежные активы приносят акционерам и проблемы:

– это видно на примере работы нефтеперерабатывающих заводов в Бургасе (Болгария), Одессе, Лисичанске (Украина);

– ОАО «Татнефть» по суду Украины лишилась активов Кременчугского НПЗ;

– «Сургутнефтегаз» имеет проблемы при приобретении акций в венгерском концерне MOL.

О планируемой приватизации акционерных обществ, находящихся в федеральной собственности

Механизм государственного регулирования и государственного хозяйствования западных стран в России недостаточно изучен.

В настоящее время Минэкономразвития России во исполнение поручения Председателя Правительства Российской Федерации В. В. Путина готовит предложения по корректировке планов Российской Федерации приватизации акций акционерных обществ, находящихся в федеральной собственности.

В подготовленный проект плана приватизации вошли, в том числе, ОАО «НК «Роснефть».

Компания, традиционно уделяющая большое внимание развитию своих дочерних предприятий, приобретя активы заводов, принадлежавших ранее ЗАО «ЮКОС-РМ», поставлена в трудные условия в связи с необходимостью коренной реконструкции и модернизации этих заводов, т. к. многие годы бывшим их владельцем работа по повышению глубины переработки нефти и качества продукции не проводилась.

Кроме того, компанией планируется в ближайшей перспективе строительство двух новых объектов в приморских зонах – ООО «РН-Туапсинский НПЗ» и Приморский нефтехимический комплекс.

Вошедшие в перечень приватизации институты являются ведущими институтами отрасли, осуществляющими научные, проектные и изыскательские работы, связанные с развитием и модернизацией нефтеперерабатывающих производств, разработкой процессов производства продукции, в значительной мере имеющей двойное назначение для народного хозяйства, нужд обороны страны, госрезерва.

Ассоциация крайне обеспокоена предстоящим в результате приватизации ослаблением государственного участия в этих значащих для отрасли акционерных обществах

Кризис нефтеперерабатывающей промышленности России последнего десятилетия оказал разрушительное влияние на состояние отраслевой науки.

Ценой огромных усилий удалось сохранить основные стратегические институты, но, в связи с рейдерским захватом, с апреля 2006 года приостановил свою деятельность стратегически важный отраслевой институт ОАО «ЦНИИТЭнефтехим».

По данным РАН, вклад России в мировую науку составил только 2%, при этом вклад учёных США в мировую науку в 2009 году оценивается в 35%. Сейчас только в США на постоянной основе трудится

1 млн. ученых и специалистов из России, которые создают более четверти американских технологических новинок.

Такое положение с отраслевой наукой привело к состоянию крайне низкой востребованности со стороны нефтяных компаний отечественных разработок при создании новых и модернизации действующих нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств.

При этом, наши институты имеют целый ряд конкурентоспособных разработок технологических процессов для переработки нефти и нефтехимии, осуществляемых российскими учеными – С. Н. Хаджиевым, В. Н. Пармоном, В. М. Капустиным, А. В. Лихолобовым, А. М. Мазгаровым, Э. Г. Теляшевым, А. Н. Шакуном и др.

Использование в промышленности таких разработок позволит обеспечить достойную конкуренцию по целому ряду процессов продвинутым западным фирмам, способствовать ускоренному процессу развития отечественной нефтепереработки и нефтехимии.

Снижение доли участия государства в управлении институтами создаст предпосылку потери институтами статуса отраслевых и будет иметь негативные последствия в развитии отраслевой науки.

Эффективность науки в развитии экономики страны в разы выше производства.

Правительственной комиссии по высоким технологиям и инновациям от 3 августа 2010 г. (протокол № 4) в составе 27 утвержденных технологических платформ из 200 представленных к рассмотрению проектов вошла и технологическая платформа «Глубокая переработка углеводородных ресурсов».

Эта структура, наделённая функциями планирования и координации, позволит решить целый ряд проблем, существующих сегодня в России как при разработке новых технологий, так и доведения их до промышленной реализации.

О технологической платформе «Глубокая переработка углеводородных ресурсов»

В рамках такого механизма взаимодействия, как технологические платформы, группой организаций: ИНХС им. А. В. Топчиева, Институтом проблем химической физики РАН, Институтом катализа им

Г. К. Борескова Сибирского отделения РАН, ОАО «Татнефтехиминвестхолдинг», ОАО «ВНИПИнефть», РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, НИИ «Высшая школа экономики при поддержке Минэнерго России», Российской академией наук и рядом крупных нефтегазовых и машиностроительных компаний была создана и представлена в Минэкономразвития России технологическая платформа «Глубокая переработка углеводородных ресурсов», основной целью которой является обеспечение перехода от сырьевой экономики к инновационному развитию нефтеперерабатывающей, газо – и нефтехимической промышленности.

В рамках платформы уже сформулированы в приоритетном порядке те направления, которые необходимо развивать в первую очередь и которые уже имеют определённый технологический задел конкурентоспособных классических проектов.

Комплексный подход к решению проблем нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, определённый новой программой на совещании 08.07.2011 в г. Кириши, даст мощный толчок в развитии всей отрасли промышленности.

Государственный сектор исполнительной власти при решении стоящих перед отраслью проблем необходимо укреплять кадрами высококвалифицированных специалистов.

Http://www. ids55.ru/nig/articles/aktualnyeproblemy/362-2011-09-02-10-59-42.html

Сегодня, 29 июня, в ходе годового собрания акционеров нефтяной компании ” Башнефть “ (Башкирия), принято решение о начислении дивидендов за 2009 финансовый год в размере 22,455 млрд. рублей, или 109,65 рублей на одну обыкновенную и привилегированную акции, сообщили корреспонденту ИА REGNUM Новости в пресс-службе компании.

“2009 год, без преувеличения, стал началом нового этапа в развитии АНК “Башнефть”. Объединение добывающих, перерабатывающих и сбытовых активов под началом АНК “Башнефть” и формирование полной цепочки создания стоимости является важнейшим стратегическим решением, которое определит будущее Компании на долгие годы вперед, – заявил председатель Совета директоров АНК “Башнефть” Александр Гончарук. – В 2009 году мы интенсивно работали над оптимизацией управленческой структуры под новую операционную конфигурацию, созданием современных бизнес-процессов, процедур внутреннего контроля с привлечением квалифицированных менеджеров. Процесс еще не закончен, но достигнутый прогресс уже позволил нам найти большое поле возможностей по повышению эффективности компании как вертикально-интегрированного бизнеса”.

ОАО АНК “Башнефть” является головным предприятием группы башкирского топливно-энергетического комплекса, который входит в Топ10 предприятий РФ по добыче нефти, Топ5 предприятий РФ по нефтепереработке. Добывающий блок группы выделен в операционную компанию по добыче сырья ООО “Башнефть-Добыча”, перерабатывающий блок представлен тремя уфимскими нефтеперерабатывающими заводами (ОАО ” Уфимский нефтеперерабатывающий завод “, ОАО ” Уфанефтехим “, ОАО ” Новойл “) и одним нефтехимическим заводом (ОАО ” Уфаоргсинтез ” ). Также в группу входит сбытовая компания ОАО ” Башкирнефтепродукт “, специализирующаяся на реализации моторных топлив посредством сети АЗС и нефтебаз. Продукция башкирского ТЭК реализуется в Российской Федерации, а также экспортируется в страны Западной Европы, Чехию, Венгрию, Казахстан, Украину. Численность работников предприятий группы – около 22 тысяч человек. Основным акционером компании является ОАО АФК “Система” .

Свидетельство Поволжского регионального управления регистрации и контроля за соблюдением законодательства РФ о СМИ Государственного Комитета РФ по печати NC02304 от 19 июля 1999

Использование материалов ИА ВолгаИнформ в коммерческих целях без письменного разрешения агентства не допускается.

Http://volgainform. ru/article/181745.html

Компания «Татнефть» принимает участие в международной выставке «Нефтегаз-2018» и Национальном нефтегазовом форуме, проходящих на площадке Центрального выставочного комплекса «Экспоцентр» (г. Москва).

Деловая программа мероприятий форума включает дискуссии в формате технологических конференций, круглых столов и семинаров. Среди актуальных тем программы – вопросы, касающиеся технологического развития нефтегазовой отрасли России в условиях цифровой трансформации экономики; разработки трудноизвлекаемых и нетрадиционных углеводородов; экспортного потенциала развития нефтегазохимической промышленности России; импортозамещения в нефтегазовой промышленности и др.

В выставочной экспозиции «Татнефти» представлены возможности Компании по различным бизнес-направлениям. Среди экспонатов – трубы в антикоррозионном исполнении, выпускаемые Бугульминским механическим заводом Компании; современные технологии по разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений, современные подходы к строительству сверхсложных проектов – таких, как Комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО».

Экспозиция Компании включает продукцию нефтеперерабатывающего Комплекса «ТАНЕКО»; шины, выпускаемые нефтехимическим комплексом «Татнефти», нефтепромысловую химию – деимульгаторы, ингбиторы коррозии, композитную продукцию ООО «Татнефть-Пресскомпозит», стекловолоконную продукцию производства «П-Д Татнефть Алабуга Стекловолокно» и т. д.

В обсуждении вопросов разработки трудноизвлекаемых запасов и нетрадиционных углеводородов примет участие главный геолог компании «Татнефть» Раис Хисамов.

Http://www. taneco. ru/ru/news/industry/index. php? ID=4368&print=Y

Кандидатом в примары Бельц от партии Шора станет Павел Вережану. Фото: partidulsor. md

Примар Оргеева и председатель партии «Șor» Илан Шор представил кандидата в примары Бельц от своего политформирования и сделал несколько громких обещаний касаемо судьбы города в случае победы его кандидата.

Претендентом на пост примара Бельц от партии Шора стал председатель мажоритарной фракции в муниципальном Совете Оргеева «За Оргеев» Павел Вережану. По информации Окружного избирательного совета, документы на регистрацию кандидата партия подала в первой половине дня 17 апреля.

Илан Шор пообещал во время представления своего кандидата, что если тот победит, в городе построят нефтеперерабатывающий завод.

«После победы нашего кандидата мы обязуемся и гарантируем, что мы в самые кратчайшие сроки построим в Бельцаз современный, экологичный нефтеперерабатывающий завод. Этот завод построит муниципальное предприятие. Не частный собственник, а именно муниципальное предприятие», — заявил Шор и перечислил преимущества, которые может дать городу такой завод, такие как новые рабочие места и прибыль в бюджет города.

Также он пообещал, что после строительства завода, горожане смогут заправляться «социальным бензином» на специально построенных муниципальных заправках.

Павел Бережану заметил, что сам он родом с севера Молдовы, и Бельцы всегда были для него родным городом и отметил, что знает «что и как сделать для улучшения ситуации в городе» и пообещал «применить оргеевский опыт и наработки», решить проблему с вывозом мусора «волевым решением», снизить стоимость коммунальных услуг для пенсионеров, отремонтировать дороги и т. д, а также заметил, что «финансирование предлагаемых мер будет обеспечено средствами из возросшего бюджета, инвестиционными поступлениями и внебюджетными средствами».

Напомним, на сегодняшний день зарегистрировано два кандидата на пост мэра северной столицы: Арина Спэтару, представляющая платформу «Достоинство и правда» (Demnitate și Adevar, DA) и кандидат от Партии социалистов Александр Усатый. Также о намерении участвовать в выборах заявили муниципальный советник Борис Маркоч (в качестве независимого кандидата), и Серджиу Бурлаку (Партия народного единства, PUN), тогда как лидер «Нашей Партии» Ренато Усатый объявил, что это политформирование пойдёт на выборы сразу с двумя кандидатами: «партийным» Николаем Григоришиным и «независимой» Еленой Грицко.

Http://esp. md/sobytiya/2018/04/17/vydvizhenec-shora-obeshchaet-postroit-v-belcah-neftepererabatyvayushchiy-zavod

Добавить комментарий