Яя нефтеперерабатывающий завод

«Яйский» нефтеперерабатывающий завод — предприятие по глубокой переработке нефти, находящееся рядом с поселком Яя Кемеровской области.

Примите поздравления с профессиональным праздником – Днем работника нефтяной, газовой и топливной промышленности!

Инжиниринговые услуги в области промышленной безопасности и неразрушающего контроля

Адрес: 634009, г. Томск, ул. Карла Маркса, дом 17/1, стр.1, вход со стороны пер. Совпартшколный.

Http://tehtsk. ru/gallery/191/

Яйский нефтеперераба́тывающий заво́д — строящееся предприятие по глубокой переработке нефти, строящийся рядом с поселком Яя Кемеровской области. Планируемая мощность после ввода в экспулатацию первой очереди завода — 3 млн тонн нефтепродуктов в год с глубиной переработки 92% [1] .

Строительство началось в 2008 году. Возведение первой очереди обошлось в 14,5 млрд руб., из них более 60% профинансировал Сбербанк.

Этап пуско-наладочных работ первой очереди начался в октябре 2012 года, по завершении первая очередь выйдет на проектную мощность — 3 миллиона тонн нефти в год.

Второй и третий этапы строительства должны быть завершены к 2015 и 2017 году соответственно.

После завершения строительства мощность Яйского НПЗ должна составлять 6 миллионов тонн нефти в год с глубиной переработки 92%. Причём внутреннее потребление Кемеровской области оценивается более 3 млн тонн в год [2] .

Общий планируемый объём инвестиций до 2017 года — 57 млрд рублей.

Планируется, что основной продукцией предприятия на первом этапе будет фракция легкая технологическая, топливо технологическое, нефтяной кокс для алюминиевой промышленности, судовой и топливный мазут (М100).

Согласно технологической схеме в состав оборудования Яйского НПЗ включены: установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ, гидроочистка дизельного топлива, гидрокрекинг, установка замедленного коксования, риформинг с блоком изомеризации, аминовая очистка от сероводорода, установка производства серы, объекты общезаводского хозяйства, железнодорожная станция полного цикла с эстакадой приёма нефти и отгрузки товарной продукции, приёмо-сдаточный пункт нефти и трубопровод, соединяющий площадку Яйского НПЗ с нефтеперекачивающей станцией Анжеро-Судженск [3] .

В качестве основной продукции первой очереди строительства Яйского НПЗ планируется фракция легкая технологическая, топливо технологическое и мазут топочный. Предварительно, в результате реализации второй очереди строительства ЯНПЗ, кроме вышеуказанных фракции легкой технологической и топлива технологического, планируются вакуумный газойль, кокс нефтяной малосернистый и сера комовая (мазут топочный производиться не будет). Предполагается, что качества дизельного топлива будет удовлетворять стандарту Евро-5.

Http://www. wikiznanie. ru/wp/index. php/%D0%AF%D0%B9%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%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%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Вчера в администрации Кемеровской области новокузнецкая компания «НефтеХимСервис» (НХС) представила очередной проект строительства в регионе нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Предполагается, что предприятие будет производить дизельное топливо стандарта «евро–4» и «евро–5». Под будущий НПЗ уже подготовлена площадка в поселке Яя на севере региона. Однако до старта проекта, который запланирован на 2007 год, новокузнецкой компании еще предстоит осуществить подготовку проектной документации, пройти все согласования и найти на его реализацию около $220 млн.

Как сообщил гендиректор ООО «НефтеХимСервис» Андрей Томилов, инвестиционное обоснование строительства Яйского НПЗ по заказу его компании разработало ОАО «Омскнефтехимпроект». Проектировщики предложили несколько вариантов возведения завода по переработке 1 млн т нефти в год. Вчера и проектировщик, и заказчик представили в администрации Кемеровской области окончательный вариант, который предполагает выработку из нефти прямогонного бензина и мазута. На строительство первой очереди предприятия потребуется 18 месяцев, еще через полтора года будет сдана вторая очередь производства дизтоплива стандарта «евро–4». Предполагается, что на НПЗ будет работать 350 человек. В дальнейшем, подчеркнул господин Томилов, на заводе освоят новые технологии, в частности, запустив производство дизтоплива по стандарту «евро–5» и бензина марки Аи–95. Если этого удастся достичь, то НПЗ в Яе выйдет на уровень глубины переработки нефти в 85%.

Ъ ООО «НефтеХимСервис» учреждено в августе 2004 года в Новокузнецке местными предпринимателями Андреем Томиловым (гендиректором фирмы) и Георгием Кушниром (замгендиректора) специально для реализации проекта по строительству НПЗ. Затем в качестве партнеров в компанию были привлечены менеджеры новокузнецкой угольной компании «Южкузбассуголь», которые получили в ООО 51%. Сейчас в Кузбассе работают три мини–НПЗ мощностью 10 тыс., 15 тыс. и 40 тыс. т нефти в год в Кемерово, в Гурьевском и в Тяжинском районах.

По оценке Андрея Томилова, подготовка проектной документации займет 9 месяцев, и весной 2007 года компания предполагает начать строительство. К этому времени «НефтеХимСервис» планирует получить согласование в РАО «Российские железные дороги» на восстановление подъездных путей к площадке завода, в РАО «ЕЭС России» — на подключение к энергосетям, с «Транснефтью» — на подключение к магистральному трубопроводу, а также защитить проект в государственных надзорных организациях. Инвестиционная емкость проекта по данным Андрей Томилова составит $220 млн. Финансироваться проект будет за счет средств самой компании и привлеченных средств. Впрочем, администрация Кемеровской области предложила компании участвовать в конкурсе на получение средств из федерального инвестфонда.

Отметим, что НХС не единственная компания, строящая в Кузбассе крупные НПЗ. Аналогичный проект — НПЗ на 200 тыс. т нефти в год около Анжерской ЛПДС реализует компания «Северный Кузбасс». Генеральный директор ООО «Северный Кузбасс» Сергей Бабитов выразил сомнение, что «НефтеХимСервису» удастся решить одну из главных проблем при реализации проекта — получение доступа нового НПЗ к магистральному трубопроводу («Северный Кузбасс» такую врезку уже согласовал.— «Ъ»). Кроме того, господин Бабитов высказал опасения, что в будущем нефтезаводы НХС и «Северного Кузбасса», фактически построенные в одном месте, «будут мешать друг другу». Однако, по мнению присутствовавшего на представлении проекта гендиректора «Омскнефтехимпроекта» Игоря Зуги, места в районе Яи и Анжеро–Судженска хватит на несколько предприятий, «Подобных примеров соседства в отрасли немало, и это не является проблемой», — пояснил господин Зуга.

Http://tayga. info/index. php/59899

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

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

Долги Анжерского нефтеперерабатывающего завода могут увеличиться на 4, 9 миллиарда рублей. Еще одна компания подала иск в суд о включении в реестр требований кредиторов. Мос.

Рост мировых цен на нефть неизбежно приведет к повышению стоимости бензина в России. Эксперты рынка говорят, что порог для резкого скачка составляет 50 тысяч рублей за.

Структура мировой энергетики меняется, но спрос на нефть и газ продолжает расти. Начиная с XIX века человечество каждый год использует больше топлива каждого вида, чем годом раньше. .

В рамках рабочей поездки по Атырауской области Премьер-министр Казахстанва Б. Сагинтаев посетил Атырауский НПЗ и ознакомился с завершающей стадией пуска технологических уст.

Антипинский НПЗ загрузит 5 тысяч тонн сырья в новую установку по производству автомобильных бензинов

Антипинский НПЗ приступил к пусконаладке установки по производству автомобильных бензинов

Долги одного из крупнейших НПЗ Кузбасса увеличатся на 5 млрд рублей

Антипинский НПЗ загрузит 5 тысяч тонн сырья в новую установку по производству автомобильных бензинов

Антипинский НПЗ приступил к пусконаладке установки по производству автомобильных бензинов

Долги одного из крупнейших НПЗ Кузбасса увеличатся на 5 млрд рублей

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

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

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

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

Округ: Уральский федеральный округ Расположение: Ханты-Мансийский автономный округ.

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

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

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

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

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

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

Http://www. benzol. ru/yaya-neftepererabatyvayushchij-zavod. htm

Производство Яйского нефтеперерабатывающего завода, сера 0,1 мг/кг, t застывания минус 35, в наличии есть любые объемы! для более подробной информации звоните

Производство Яйского нефтеперерабатывающего завода, сера 40 мг/кг, t застывания минус 35, в наличии есть любые объемы! для более подробной информации звоните менеджеру компании.

Вы можете оформить заявку на «Дизельное Топливо летнее технологическое (Яя НПЗ)» в организации «ООО Топливная Компания ШАРК» через наш портал БизОрг. Цена 27500 руб. (минимальный заказ 1 т). Также Вы можете купить товар оптом по цене 26900.0 руб. – от 100 т, 26800.0 руб. – от 200 т, 26700.0 руб. – от 400 т, 26500.0 руб. – от 600 т, 26200.0 руб. – от 2000 т. На сегодня предложение находится в статусе “в наличии”.

Специальное предложение по цене для пользователей площадки БизОрг;

    Как оставить заявку? Чтобы оставить заявку на «Дизельное Топливо летнее технологическое (Яя НПЗ)» свяжитесь с фирмой «ООО Топливная Компания ШАРК» по контактным данным, которые указаны в правом верхнем углу. Обязательно укажите, что нашли организацию на площадке БизОрг. Где узнать более полную информацию об организации «ООО Топливная Компания ШАРК»? Для получения подробных даных об организации перейдите в правом верхнем углу по ссылке с названием фирмы. Затем перейдите на интересную Вам вкладку с описанием. Предложение описано с ошибками, контактный номер телефона не отвечает и т. п. Если у вас появились проблемы при взаимодействии с «ООО Топливная Компания ШАРК» – сообщите идентификаторы организации (322358) и товара/услуги (3079627) в нашу службу поддержки пользователей.

«Дизельное Топливо летнее технологическое (Яя НПЗ)» можно найти в следующей категории: «Угольный газ».

Предложение появилось на сайте 01.09.2013, дата последнего обновления – 16.11.2013.

Заявленная компанией ООО “Топливная Компания “ШАРК“ цена товара «Дизельное Топливо летнее технологическое (Яя НПЗ)» (27 500 руб.) может не быть окончательной ценой продажи. Для получения подробной информации о наличии и стоимости указанных товаров и услуг, пожалуйста, свяжитесь с представителями компании ООО “Топливная Компания “ШАРК“ по указанным телефону или адресу электронной почты.

Http://bizorg. su/ugolynyy-gaz-r/p3079627-dizelynoe-toplivo-letnee-tehnologicheskoe-yaya-npz

652100, Кемеровская область, Яйский район, п. г.т. Яя, ул. Советская 17 +7 (38441) 2-21-54

652100, Кемеровская область, Яйский район, Яя пгт, Советская улица, 3 +7 (38441) 2-28-99

652100, Кемеровская область, Яйский район, п. г.т. Яя, ул. Осоавиахимовская, 4 +7 (38441) 2-20-38

652100, Кемеровская область, Яйский район, п. г.т. Яя, ул. Советская, 1 +7 (38441) 2-11-43

652100, Кемеровская область, Яйский район, п. г.т. Яя, ул. Школьная, 6 +7 (38441) 2-15-66

652100, Кемеровская область, Яйский район, пгт. Яя, ул. Советская, д. 19 +7 (38441) 2-11-45

652100, Кемеровская область, Яйский район, рп. Яя, ул. Школьная, д. 4 +7 (38441) 2-18-84

652100, Кемеровская область, Яйский район, пгт. Яя, ул. Авиационная, 32 +7 (38441) 2-65-00

652100, Кемеровская область, Яйский район, Яя пгт, Советская ул, 12 +7 (38441) 2-27-50

652109, Кемеровская область, Яйский район, с Новониколаевка, ул Школьная, д 36 +7 (38441) 2-41-15

В эту пятницу не стоит сдерживать свои истинные желания и порывы. Сегодня будет преобладать ровный эмоциональный фон, который отлично подходит для деликатных разговоров и откровенных признаний.

Этот четверг пройдёт в очень доброжелательной и спокойной атмосфере. Особенно хорошо будут удаваться дела, связанные с поездками, обменом различного рода информацией или с дистанционным общением.

Сегодня нет смысла браться за дела, которые требуют особого интеллектуального напряжения. День больше подходит для физического труда, а также для активного отдыха.

Сегодня удачный день для активных действий. Не рекомендуется тратить драгоценное время на пустые разговоры, так как этот день очень быстро пройдёт.

Сегодняшний день хорош для принятия интуитивных решений. А потому многие дела будут удаваться и смогут принести просто невероятные результаты.

Сегодня стоит попытаться реализовать свои творческие амбиции или испытать силы в принципиально новой сфере деятельности. В этом поможет основательный и серьёзный подход, который следует применять даже к сфере чувств и межличностных отношений.

Информационный ресурс Яйского муниципального района (Кемеровская область)

Http://moyaokruga. ru/yaya/Articles. aspx? articleId=64021

По информации Следственного комитета РФ по Кемеровской области, следственные органы проверяют попытки суицида двух заключенных в колонии строго режима в поселке Яя в Кузбассе.

Сегодня на сессии райсовета народных депутатов Яйского муниципального районаглавой района был избран Евгений Мяленко, который чмарта 2010 года занимал должность главы Яйского городского поселения.

Кемеровская областная научная библиотека имени В. Д.Федорова и музей-заповедник «Красная горка» разработали проект «Литературный туризм». Первым маршрутом стала поездка в село Марьевка Яйского района, где располагается музей-усадьба Василия Федорова.

По информации заместителя губернатора Кемеровской области Дмитрия Исламова по решению Совета по инвестиционной и инновационной деятельности АО "Нефтехимсервис", которое начало второй этап строительства первой очереди Яйского НПЗ, на один годпредоставлены льготы по налогам на прибыль и на имущество в части регионального бюджета.

В Кузбассе подписано соглашение между Администрацией Кемеровской области и АО "НефтеХимСервис" о строительстве в 2016-2018 годах второй очереди Яйского нефтеперерабатывающего завода. Предполагается, что объем инвестиций составит около 30 млрд рублей, включая заемные средства, окупаемость — шесть лет.

В Кемеровской области выставлен на аукцион участок Щербиновский Анжерского каменноугольного месторождения, сообщает «КоммерсантЪ». Как следует из объявления Сибнедр аукцион состоится 20 октября 2015 года.

В Доме культуры села Марьевка, Яйского района сегодня открывается заключительный этап областного фестиваля «Хоровая весна на кузбасской земле», посвященного 70-летию Победы в Великой Отечественной войне.

Советом директоров компании «НефтеХимСервис» утверждена стратегия развития проекта строительства Яйского НПЗ до 2023 года.

Сибирская генерирующая компания и Яйский нефтеперерабатывающий завод заключили договор на поставку 2000 тонн мазута для нужд крупнейших электростанций Кузбасса – Беловской ГРЭС и Томь-Усинской ГРЭС.

Яйским районным судом в Кемеровской области вынесен приговор двум охранникам нефтеперерабатывающего завода, похитившим дизельное топливо с территории завода.

2 августа в деревне Марьевка Яйского района состоялся традиционный районный литературно–поэтический праздник «Федоровские чтения». На праздник памяти известного поэта Василия Федорова, съехались любители поэзии из разных городов Сибири.

Первого мая на центральной площади Яи прошло голубиное шоу, представленное голубятником Анатолием Розалёнком. В шоу принимали участие голубеводы из Яйского района Анжеро-Судженска, Кемерова, Белова, Ижморского района и Бийска.

Яйский районный суд вынес обвинительный приговор в отношении бывшего главного бухгалтера отдела внутренних дел, признав ее виновной в хищении компенсационных выплат уволенным сотрудникам полиции.

На минувшей неделе представители ЗАО «НефтеХимСервис» официально объявили о начале второго этапа строительства Яйского нефтеперерабатывающего завода.

Сегодня в деревне Марьевка Яйского района проходит юбилейный литературно-поэтический праздник «Федоровские чтения», посвящённый 95-летию со дня рождения знаменитого кузбасского поэта Василия Федорова.

На Яйском нефтеперерабатывающем заводе прошло антитеррористическое учение «Молния-2013».Основной целью учения, организованного по плану Национального антитеррористического комитета, стали мероприятия по пресечению теракта на Яйском ефтеперерабатывающем заводе.

Кинорежиссер Сергей Русаков и кузбасский журналист, лауреат многочисленных профессиональных премий, корреспондент Валерий Язовский стали инициаторами цикла фильмов о коренных малочисленных народах России. Проект осуществляется в рамках целевой программы Департамента кинематографии и модернизационных программ Министерства культуры РФ. В рамках цикла планируется два фильма о шорцах и телеутах.

Работники Яйского НПЗ будут повышать квалификацию непосредственно на предприятии без отрыва от производства, поскольку компания «НефтеХимСервис» получила лицензию на осуществление образовательной деятельности. Ежегодно проходить обучение и повышать разряды смогут до 200 рабочих. Завод будет самостоятельно готовить лаборантов, операторов технологического оборудования, машинистов и электромонтеров самого высокого уровня.

Яйский нефтеперерабатывающий завод в Кузбассе завершил пусконаладочные работы и начал функционировать в рабочем режиме.

В Яйском районе прошелтрадиционный районный праздник «Способность + труд = УСПЕХ», на котором 46 учащимся, особо отличившимся в различных видах творчества, спорте и учебе, были вручены 46 районных грантов «Юные таланты».

Все самые интересные городские новости Яи читайте на Новом Кузбассе.

Http://newkuzbass. ru/news/city/20

Мощность Яйского нефтеперерабатывающего завода составит 6 миллионов тонн нефти в год с глубиной переработки до 93%. Проект строительства Яйского НПЗ позволит создать новую нефтеперерабатывающую отрасль в Кузбассе и снизить зависимость от поставок моторного топлива из других регионов. Яйский НПЗ расположен в 7,5 километрах от узла учета линейной производственно-диспетчерской станции "Анжеро-Судженск" магистрального нефтепровода Александровское (Томская область) – Анжеро-Судженск – Иркутск. Это обеспечит устойчивую, ритмичную работу пред приятия, даст экономию за счет сокращения расходов на транспортировку сырой нефти.

Производственная площадка располагается на землях Яйского района в Кемеровской области и находится на расстоя нии 100 километров, как от города Томска, так и от города Кемерово. В двух километрах от площадки строительства располагается действующая станция Судженка Западно-Сибирской железной дороги, на которой будут выполняться все операции по сортировке, приёму и отправке железнодорожных цистерн с товарной продукцией, вырабатываемой на Яйском НПЗ. Высокий уровень технологии производства позволит получать бензин, дизельное топливо, нефтяной кокс и др.

Современное, высокотехнологичное градообразующие предприятие обеспечивает диверсификацию экономики региона, создает свыше 1000 рабочих мест, приближает производство моторного топлива непосредственно к потребителю, значительно сокращает расходы на транспортную составляющую в цене нефтепродуктов предприятиям промышленности и сельского хозяйства.

Http://kemerovo. hh. ru/employer/963697

Кемеровский "Нефтехимсервис" планирует привлечь чешскую компанию ALTA и средства Чешского экспортного банка к реализации второй очереди проекта строительства НПЗ в Яйском районе области.

Во вторник в ходе рабочего визита в регион делегации Чешской республики между "Нефтехимсервисом" и чешской ALTA было подписано соглашение о сотрудничестве. В октябре 2012 года планируется начать пусконаладочные работы на первой очереди завода мощностью 3 млн тонн нефти в год. Инвестиции в проект составили 14,5 млрд рублей, из них 50% – собственные средства акционеров компании. Соинвестором выступил Сибирский банк Сбербанка РФ.

Общая мощность НПЗ составит 6 млн тонн в год. Завершение строительства второй очереди запланировано на конец 2015 года. По предварительным расчетам, инвестиции на этом этапе составят около 20 млрд рублей. С вводом второй очереди предприятие сможет довести глубину переработки нефти до 90% и выпускать продукцию, соответствующую современным мировым стандартам.

"Нефтехимсервис" ведет строительство НПЗ в поселке Яя с конца 2008 года. Инвестиции в проект в целом оцениваются в 57 млрд рублей. На первом этапе планируется наладить выпуск более 1 млн тонн дизельного топлива, 450 тыс. тонн прямогонного бензина, а также мазута и газойля. На втором и третьем этапах будет вырабатываться высокооктановый бензин и нефтяной кокс – 1,2 млн тонн и 200 тыс. тонн соответственно. Первоначально запуск первой очереди планировался на апрель-май 2012 года, окончание строительства НПЗ – на 2017 год.

C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка смазочных масел можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков « Рынок смазочных масел в России ».

C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка дизельных топлив можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков « Рынок дизельных топлив в России ».

C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка антидетонационных добавок можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков «Рынок антидетонационных добавок в России».

C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка бензина можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков «Рынок автомобильных бензинов в России».

C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка МТБЭ можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков «Рынок МТБЭ в России».

Http://www. newchemistry. ru/printletter. php? n_id=9110

«Нефтехимсервис» завершил строительство первой очереди Яйского НПЗ мощностью переработки 3 млн т нефти в год. Пока глубина первичной переработки нефти составит 60%. На этом этапе нефтеперерабатывающий завод в кузбасском поселке Яя будет производить среди прочего нефтяной кокс для алюминиевой промышленности, судовой и топливный мазут, сообщила представитель НПЗ Светлана Данильчук.

Мощность Яйского НПЗ после выхода его на полную проектную мощность в 2017 г. должна составить 6 млн т нефти в год с глубиной переработки до 92%, общий объем инвестиций — 57 млрд руб. По данным ЕГРЮЛ, «Нефтехимсервис» создан в 2004 г. Андреем Томиловым, Александром Говором, Юрием Кушнеровым и Георгием Кушниром. Кушнеров и Говор были совладельцами «Южкузбассугля», однако в 2007 г. после аварий на двух шахтах «Южкузбассугля» продали свои пакеты Evraz Group.

Но какие нефтяные компании будут обеспечивать Яйский НПЗ сырьем, до сих пор известно: по словам Данильчук, переговоры о поставках нефти с трейдерами еще не завершены. На этапе пусконаладочных работ, говорит она, предприятие обеспечивают сырьем «ЛУКОЙЛ», ТНК-BP, «Русснефть» и независимые томские поставщики. В пресс-службе ТНК-BP подтвердили, что второй месяц поставляют нефть на переработку в Яю. НПЗ расположен в Яйском районе, вблизи магистрального нефтепровода Александровское (Томская обл.) — Анжеро-Судженск — Иркутск. Пресс-секретарь «Транснефти» Игорь Демин рассказал, что на пусконаладочные работы нефть Яйскому НПЗ транспортировали. Но к магистральному нефтепроводу «Транснефти» завод пока не подключен.

Строительство Яйского НПЗ началось в 2008 г., возведение первой очереди обошлось в 14,5 млрд руб., из них более 60% профинансировал Сбербанк. Готов банк финансировать и строительство второй очереди НПЗ, объем новой кредитной линии для «Нефтехимсервиса» в пресс-службе Сибирского Сбербанка не назвали, отметив, что ее размеры будут «определяться параметрами эффективности проекта». Ввод в эксплуатацию второй и третьей очередей завода запланирован на 2015 и 2017 гг. соответственно, сообщила Данильчук.

Http://www. nefterynok. info/novosti/na-yayskiy-npz-postupila-pervaya-neft

Белгородский нефтеперерабатывающий завод официальный сайт

Полное наименование: Общество с ограниченной ответственностью "БЕЛГОРОДСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД"

Юридический/Почтовый адрес: 309070, область Белгородская, Строитель, улица Заводская 2-я, д. 12

Экономическая деятельность: «Производство нефтепродуктов». ИНН: 3121185464. OKTMO: 14658101001. Органы власти: «». Дата рагистрации ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" учреждения: «12 Апреля 2013г». Основной государственный регистрационный номер: 1133130001080. Сайт: Общероссийский классификатор организационно-правовых форм:

ОБОРОТНЫЕ АКТИВЫ предприятия ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" за 2014 год четыре миллиона семьсот тридцать две тысячи рублей (4 732 000.00 руб.)

ОБОРОТНЫЕ АКТИВЫ предприятия ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" за 2013 год один миллион четыреста девяносто девять тысяч рублей (1 499 000.00 руб.)

КРАТКОСРОЧНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА предприятия ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" за 2014 год сто одиннадцать миллионов девятьсот пятьдесят четыре тысячи рублей (111 954 000.00 руб.)

КРАТКОСРОЧНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА предприятия ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" за 2013 год тридцать три миллиона семьсот семьдесят семь тысяч рублей (33 777 000.00 руб.)

Чистая прибыль (убыток) предприятия ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" за 2014 год семьдесят четыре миллиона девятьсот сорок четыре тысячи рублей (-74 944 000.00 руб.)

Чистая прибыль (убыток) предприятия ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" за 2013 год тридцать два миллиона двести восемьдесят восемь тысяч рублей (-32 288 000.00 руб.)

Http://ufa. yellmarket. ru/comp/46205720

«Нефть России», 04.09.13, Москва, 15:05 Нефтеперерабатывающий завод в Белгородской области ждет модернизация – соответствующий проект был утвержден 2 сентября на заседании малого правительства Белгородской области, сообщили корреспонденту ИА REGNUM в департаменте экономического развития Белгородской области.

Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № 77-6928

Зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовой коммуникаций 23 апреля 2003 г.

Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № ФС77-51544

Перерегистрировано Федеральной службой по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций 2 ноября 2012 г.

При цитировании или ином использовании любых материалов ссылка на портал «Нефть России» (http://www. oilru. com/) обязательна.

Точка зрения авторов, статьи которых публикуются на портале oilru. com, может не совпадать с мнением редакции.

«Нефть России», 04.09.13, Москва, 15:05 Нефтеперерабатывающий завод в Белгородской области ждет модернизация – соответствующий проект был утвержден 2 сентября на заседании малого правительства Белгородской области, сообщили корреспонденту ИА REGNUM в департаменте экономического развития Белгородской области.

Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № 77-6928

Зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовой коммуникаций 23 апреля 2003 г.

Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № ФС77-33815

Перерегистрировано Федеральной службой по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций 24 октября 2008 г.

Http://www. oilru. com/news/378966

Фирма ЗАО "ВОЛОКОНОВСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД" зарегистрирована 1 февраля 2006 года. Регистратор – Межрайонная инспекция Федеральной налоговой службы №6 по Белгородской области (Волоконовский район).

Хозяйственные общества и товарищества с участием иностранных юридических и (или) физических лиц, а также лиц без гражданства

Компания зарегистрирована 1 февраля 2006 года (Межрайонная инспекция Федеральной налоговой службы №6 по Белгородской области (Волоконовский район)). Полное название: "ВОЛОКОНОВСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД", ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО, ОГРН: 1063106000055, ИНН: 3106005692. Регион: Белгородская область, Волоконовский район. Фирма ЗАО "ВОЛОКОНОВСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД" расположена по адресу: 309650, БЕЛГОРОДСКАЯ область, рп. ВОЛОКОНОВКА, ул. ТУРГЕНЕВА, д. 15. Основной вид деятельности: "Производство кокса, нефтепродуктов и ядерных материалов / Производство нефтепродуктов".

Если вы считаете, что информация о компании, размещенная на этой странице устарела, неверна или каким-то образом ущемляет ваши права — сообщите нам об этом по адресу support@querycom. ru — и мы примем необходимые меры.

    Общие данные Регистрационные данные Отраслевые данные Руководство и список основных акционеров Данные по выручке и рентабельности Информацию по кредитам

Оформите подписку на наш проект, и вы получите доступ к информации по 5,5 миллионам фирм и организаций.

И бизнеса

    ЦБ РФ выделит 350 млн рублей на докапитализацию Автовазбанка ЦБ: инфляционные ожидания россиян снизились МИД потребовал от Лондона доказательств по обвинению в кибератаках

Http://querycom. ru/company/2708883

Адрес предприятия: 309070, область Белгородская, Строитель, улица Заводская 2-я, д. 12

Дата рагистрации ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" учреждения: «12 Апреля 2013г»

ПАССИВ фирмы ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" за 2014 год четыре миллиона семьсот тридцать две тысячи рублей (4 732 000.00 руб.)

ПАССИВ фирмы ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" за 2013 год один миллион четыреста девяносто девять тысяч рублей (1 499 000.00 руб.)

ОБОРОТНЫЕ АКТИВЫ фирмы ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" за 2014 год четыре миллиона семьсот тридцать две тысячи рублей (4 732 000.00 руб.)

ОБОРОТНЫЕ АКТИВЫ фирмы ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" за 2013 год один миллион четыреста девяносто девять тысяч рублей (1 499 000.00 руб.)

Чистая прибыль (убыток) фирмы ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" за 2014 год семьдесят четыре миллиона девятьсот сорок четыре тысячи рублей (-74 944 000.00 руб.)

Чистая прибыль (убыток) фирмы ООО "БЕЛГОРОДСКИЙ НПЗ" за 2013 год тридцать два миллиона двести восемьдесят восемь тысяч рублей (-32 288 000.00 руб.)

344038, область Ростовская, город Ростов-на-дону, улица Константиновская, д. 22

344011, область Ростовская, город Ростов-на-дону, переулок Островского, д. 153

Область Ростовская, район Сальский, поселок городского типа Гигант, улица Королева, д. 4

344022, область Ростовская, город Ростов-на-дону, улица Социалистическая, д. 166/38, оф. 30

347360, область Ростовская, район Волгодонской, хутор Сухая Балка, улица Центральная

Кооператив "МАГИСТРАЛЬ" ПРИ ДОРОЖНОМ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ БЮРО

347304, область Ростовская, район Цимлянский, станица Красноярская, переулок Гвардейский, д. 11

Http://rost-yel. ru/compd/ooo-belgorodskiy-npz–ffbfjnj

Белгород, 4 сентября 2013, 09:56 — REGNUM Нефтеперерабатывающий завод в Белгородской области ждет модернизация – соответствующий проект был утвержден 2 сентября на заседании малого правительства Белгородской области, сообщили корреспонденту ИА REGNUM в департаменте экономического развития Белгородской области.

Проект, который планируется реализовать до сентября 2014 года, предусматривает модернизацию существующего производственного комплекса нефтеперерабатывающего завода на базе ООО “Белогорье-Ойл”. В результате, как ожидается, объем выпускаемой продукции будет увеличен до 180 тысяч тонн нефтепродуктов в год. В перечень основных видов продукции нового предприятия включены уайт-спирит, бензин-растворитель, мазут, газойль легкий. На предприятии смогут работать 170 человек, средняя заработная плата планируется на уровне 30,5 тыс. рублей в месяц.

Потребителями нефтепродуктов будут агропромышленные и автотранспортные предприятия Белгородской области, независимые АЗС и другие хозяйствующие субъекты Белгородской области, а также Центрального, Черноземного и Южных регионов.

Добавим, что нефтеперерабатывающий завод “Белогорье-ойл” был запущен в Белгородской области в 2008 году, мощность предприятия – 100 тыс. тонн сырья в год

Эл № ФС77-55029 от 14 августа 2013 года, выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор),

ИА № ФС77-51367 от 23 ноября 2012 года, выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор).

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

Http://regnum. ru/news/1702502.html

На базе Головного Предприятия были созданы подразделения Объединения в обязательном порядке состоящие как минимум по одному Конструкторскому бюро и Производственному предприятию в каждом регионе СССР. НПО “Нефтехимавтоматика” является специализированным головным предприятием по разработке, производству и обеспечению средствами автоматизации и арматурой для предприятий различных направлений деятельности на всей территории СССР (все для трубопроводов – для любых транспортируемых сред и технологических требований), включая сложные позиции, нестандартное оборудование, с поставкой ЗИП, с высокой ремонтопригодностью и гарантийным сопровождением. а также проводит практическое ознакомление со сборкой, процессом пуско-наладочных работ и эксплуатацией изготавливаемой продукции. Все производственные мощности Объединения оснащены комплексами для проведения абсолютно любых требуемых испытаний и работ.

2 января 1978 года приказом Министра нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности СССР № 938 от 24.11.78г. был образован Белгородский опытный завод НПО “Нефтехимавтоматика” для выпуска специальных приборов и средств автоматизации.

Начинали с выпуска лампы ЛВП, а также изготавливали опытные образцы приборов ТВ-2. К концу 1979 года численность выросла до 146 человек, изготовлено 50 ЛВП, 53 ТВ-2.

С вводом второй очереди, а это корпус КТЦ, гальваника в 1981 году, увеличилось количество рабочих мест, численность работников завода была до 211 человек и был осуществлен выпуск 263 аппаратов, это: ТВ-1 – 68 шт., ТВ-2 – 54 шт., ВУБ-1 – 30 шт., ЛЗН – 111 шт.

В период с 1981 по 1988 годы ежегодно осваивали по 2-3 новых прибора, в этот же период происходило оснащение производства новым оборудованием, что позволило довести выпуск продукции до 975 приборов в год.

В настоящее время Белгородский опытный завод ФГУП НПО “Нефтехимавтоматика” – крупнейший в черноземном регионе России, входит в число ведущих предприятий, имеющих статус “Лидер российской экономики”.

Главная цель для Белгородского опытного завода ФГУП НПО “Нефтехим-автоматика” – это обеспечить поступление на рынок аппаратов для нефтеперерабатывающей промышленности в достаточном количестве, в широком ассортименте и по доступным ценам. И это удается!

Система менеджмента качества БОЗ ФГУП НПО “Нефтехимавтоматика” сертифицирована на соответствие требованиям международного стандарта ISO 9001-2000г.

Http://nponha. ru/page/belgorodskij-opytnyj-zavod. aspx

    Аппараты теплообменные (теплообменники) Составные части аппаратов теплообменных Отстойники Газосепараторы сетчатые ГС типа 1 и 2 Сепараторы нефтегазовые типа НГС, НГСВ Емкости подземные горизонтальные дренажные типа ЕП Емкости подземные горизонтальные дренажные с подогревателем типа ЕПП РГС резервуары горизонтальные

ООО «ПЗЭМ» предлагает проектирование и изготовление основного оборудования для НПЗ (нефтеперерабатывающих заводов) и мини НПЗ. Данные предприятия занимаются переработкой нефти и бензина, дизельного топлива, мазута, авиационного керосина, смазочных масел и другой продукции. Деятельность НПЗ представляет собой производственный цикл, состоящий из нескольких этапов. Это подготовка сырья, первичная перегонка нефти, вторичная переработка нефтяных фракций. На перечисленных этапах широко применяется сепарационное оборудование, аппараты под давлением, резервуары. На сайте можно ознакомиться с выбором аппаратов, предназначенных для теплообмена газообразных и жидких сред в технологических процессах данных предприятий. ООО «ПЗЭМ» обеспечивает оборудованием нефтеперерабатывающие заводы, изделиями, применяемыми на каждой стадии работы с данным сырьем.

Оборудование для НПЗ (нефтеперерабатывающих заводов) представлено в широком ассортименте. Мы изготовляем как стандартные, так и не стандартные аппараты. Каталог оборудования для НПЗ содержит описания следующей продукции, которую мы проектируем и изготовляем для наших клиентов:

Мы предлагаем заказать основное оборудование на НПЗ и для других нефтеперерабатывающих предприятий на выгодных условиях. Здесь представлены основные преимущества сотрудничества с ООО «ПЗЭМ».

Производственные площади. ООО «ПЗЭМ» располагает помещениями площадью 18 500 кв. м, которые включают шесть специализированных участков для оптимизации процесса изготовления аппаратов. Здесь предусматрено оборудование и для производства нестандартной продукции. Благодаря наличию собственных производственных мощностей, предприятие способно обеспечить необходимыми устройствами целые производственные линии.

Сроки изготовления. Внедрение системы менеджмента качества, высокая квалификация персонала и инвестиции в техническое оснащение производственных площадей обуславливают оперативное выполнение заказа – от 30 дней. Выгодное географическое положение, а также развитая логистическая сеть позволяют осуществить поставку оборудования для нефтеперерабатывающего завода в оговоренный срок.

Условия оплаты. ООО «ПЗЭМ» предлагает взаимовыгодные условия сотрудничества – гибкую систему ценообразования. Цены на оборудование для нефтеперерабатывающего завода рассчитываются индивидуально по каждому аппарату в зависимости от технических требований заказчика. Компания всегда готова к обсуждению вопроса стоимости, что позволяет нашим клиентам выгодно купить оборудование для НПЗ.

Чтобы купить оборудование для нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) по доступной цене (включая мини-НПЗ), обращайтесь к консультантам компании – все необходимые контакты даны на сайте.

Http://stariy-oskol. pzem. ru/industry/npz/

ООО «Белгородский завод специнструмента» создан с целью обеспечения российских промышленных предприятий высокоточным корпусным инструментом, полностью конкурентным с продукцией «Sandvik», «Iscar», «Pramet» и прочими лидерами мирового рынка.

Предприятие изготавливает и поставляет металлорежущий инструмент по чертежам, техническим заданиям применительно к технологическому процессу предприятия заказчика и в соответствии с собственными техническими условиями.

В настоящее время нами освоено изготовление более 3000 наименований нестандартного инструмента, более 500 из которых находятся регулярно в серийном производстве.

Белгородский завод специнструмента изготовляет и поставляет металлорежущий инструмент по образцам, эскизам и техническим заданиям применительно к технологическому процессу предприятия заказчика. Высококвалифицированный персонал завода, собственный конструкторский и технологический отделы готовы выполнить любой заказ с высокой точностью и в самые короткие сроки благодаря многолетнему и применению современного программного обеспечения и оборудования.

Наши специалисты имеют возможность создавать объемные 3D модели инструмента, затем осуществлять конечно — элементное моделирование поведения изделия в различных постановках физических задач. При использовании данных программ уменьшается число ошибок при проектировании, сокращается срок технологической подготовки, происходит накопление и применение базы знаний предприятия по разработке новых изделий

ООО «БЗС» располагает парком оборудования для полного технологического цикла производства инструмента:

Http://belzs. ru/

Кроме железных руд и добываемых попутно уже сегодня гранитов, на месторождении возможна добыча бокситов и железоалюминиевого сырья, а также извлечение германия, галлия, скандия, ванадия, бора, лития и других редких элементов. Запасы железоалюминиевого сырья только в пределах участка первоочередной отработки рудника составляют 35 миллионов тонн.

В октябре 2003 года рудник посетил бывший премьер-министр правительства России, а ныне Чрезвычайный и Полномочный посол РФ в Украине В. С. Черномордин. В своё время Виктор Степанович был одним из тех, кто не допустил закрытия рудника. Он отметил значительные перемены в лучшую сторону на горнорудном объекте.

В 2008 году был добыт первый миллион тонн яковлевской руды. В перспективе речь идет о получении в год 3 миллионов тонн уникальной, не требующей дополнительного обогащения, руды.

Крупнейшим предприятием и района, и города является ООО «Яковлевостройдеталь» (генеральный директор Дмитрий Григорьевич Аболдуев). На нем трудятся свыше 1,2 тыс. человек.

Первым директором строящегося комбината был Петр Ефимович Пучков, а вскоре его сменил Петр Леонидович Маслов и затем – Федор Яковлевич Зайцев, заслуженный строитель РСФСР, проработавший на этом поприще два десятилетия, во много раз увеличивший мощность домостроительного комбината. Его именем названа улица в городе Строитель.

Дирекция комбината сделала ставку на введение в строй новых малых предприятий по производству строительных и отделочных материалов на основе передовых технологий.

С целью поддержания темпов и объемов производства крупнопанельного домостроения на комбинате отработана технология производства трехслойных панелей, освоен выпуск новой секции, что позволяет вести строительство жилых домов с автономным отоплением каждой квартиры, освоено производство теплоизоляционного материала – пеноизола.

Проведенная реорганизация акционерного общества позволила повысить производственный потенциал. В 2006 году на производственных мощностях предприятия введён в эксплуатацию завод по производству керамического кирпича мощностью 30 млн. штук кирпича в год по технологии французской фирмы «Серик» ООО "Белкерамика".

Промышленность – самый весомый сектор экономики района. Всего на территории района работают 12 крупных и средних предприятий промышленности. Основная доля производства товаров (более 90%) сегодня приходится на 5 ведущих предприятий: ООО «Металл-Групп», ООО «Яковлевостройдеталь», ЗАО «Томаровский мясокомбинат», ЗАО «Томмолоко» и ООО «Белогорье-Ойл».

Объём производства промышленной продукции в 2010 году увеличился на 30% и составил свыше 3,4 млрд. рублей. В 2010 году увеличилась среднесписочная численность работников промышленных предприятий. которая сегодня составляет 3268 человек. Рост уровня производства позволил в 2010 году поднять уровень среднемесячной заработной платы до 18247 руб., это на 26% больше, чем годом раньше.

Флагманом нашей экономики остаётся Яковлевский рудник, который в 2010 году добыл и отгрузил потребителям более 500 тыс. т руды, это на треть больше, чем в предшествующем году. Планируется, что в 2011 году к уже существующим 1068 рабочим местам добавятся ещё 200, предприятие выйдет на проектную мощность и поставит потребителям миллион тонн руды. В 2011 году планируется начало строительства 2-й очереди – цеха горячебрикетированного железа – Яковлевского рудника.

Более 4 млрд. рублей будет освоено на строительстве бойни ООО «Агро-Белогорье» мощностью 1 млн. голов в год на х. Крапивенские Дворы. На этом инновационном предприятии, которое положит начало модернизации экономики района, будет создано 800 новых рабочих мест с достойной заработной платой, это производство будет отчислять в районный бюджет около 40 миллионов рублей налогов. Новое предприятие, соответствующее самым высоким производственным стандартам, призвано стать лидером производства, тем, кто не просто идёт впереди, а ведёт за собой экономику района.

Стабильный рост производства обеспечивает ЗАО «Томмолоко», отгрузив в 2010 году молочной продукции на сумму более 715 млн. руб., что на 22% больше уровня 2009 года. В прошедшем году ЗАО «Томаровский мясокомбинат» отгрузил продукции на сумму 500 млн. рублей.

В 2010 году ООО «Белогорье – ОЙЛ» (нефтеперерабатывающий завод) реализовало продукции на сумму около 280 млн. руб., что в 2,5 раза больше уровня 2009 года. В 3 раза выросло производство топлива печного, в 2,4 раза – мазута, в 2,2 – растворителей лакокрасочных.

Высокие темпы роста объёма отгруженной продукции показали в 2010 году предприятия по производству кирпича: ООО «Белкерамика» – 148%; ООО «Гостищевская керамика» – 124%; ООО «Строительная керамика» – 123%; ООО «Томаровский кирпичный завод» – 107%. В районе за 2010 год произведено 31 млн. шт. керамического кирпича или на 18% больше, чем в 2009 году. Более половины яковлевского кирпича – 18 млн. шт. – произвело ООО «Белкерамика».

ООО «ПО Белгородский экспериментальный механический завод" в 2010 году произвело более тысячи тонн металлоконструкций, объём реализации продукции вырос в 4 раза и составил более 70 млн. рублей. Сегодня предприятие поставляет металлоконструкции на олимпийские стройки в Сочи.

Яковлевские предприятия активно осваивают новые виды продукции. Так, ЗАО «БелСельхозИнвест» в прошлом году запустило производство 20 видов сухих строительных смесей.

Объем отгруженных товаров собственного производства, выполненных работ и услуг по предприятиям, занятым производством и распределением электроэнергии, газа и воды, в 2010 году составил около 200 млн. руб. или 120% к уровню 2009 года.

Темпы модернизации и технологического обновления производственной сферы района задают инновационные проекты. В рамках региональной программы энергосбережения в районе реализуется пилотный, единственный в Белгородской области, проект: ООО «АльтЭнерго» на новом предприятии по переработке мяса свинины ООО «Агро-Белогорье» введены в опытную эксплуатацию альтернативные источники энергии – ветрогенераторы и солнечные батареи. Предполагаемый совокупный объем выработки «зеленой» энергии составит более 20 млн. кВтч электрической и 17,2 тыс. Гкал тепловой энергии в год на биогазовой установке. На контроле госкорпорации «Роснанотех» – инвестпроект ООО «Научно-технологический центр «Строительные технологии» по производству красок четырех видов с бактерицидными и отражающими свойствами на основе водных растворов негорючих, взрывобезопасных, нетоксичных нанокластеров, синтезированных по энергосберегающей технологии.

Также среди перспективных инвестиционных проектов 2011 года – строительство Гостищевского ГОКа и Гостищевского завода по производству мелкодисперсионного м ела.

В 2011 году промышленные предприятия района с учетом ввода в эксплуатацию ООО «Мясоперерабатывающий завод Агро-Белогорье» планируют реализовать товарной продукции на сумму более 4,4 млрд. рублей с приростом на 32% к уровню 2010 года. Среднесписочная численность работников в текущем году составит 3,5 тысячи человек среднемесячная заработная плата превысит 20 тысяч рублей.

В 2010 году по программе освоения капитальных вложений на объектах производственного, социально-культурного назначения, ремонта и благоустройства освоено 3,9 млрд. рублей. Более 20 млн. рублей направлено на капитальный ремонт и благоустройство Домов культуры в сёлах Кустовое, Мощёное, посёлке ст. Сажное, реконструкцию детского сада «Светлячок» в г. Строитель. В ыполнены значительные объёмы работ по ремонту школы №1 в райцентре, в этом году её ремонт будет продолжен. В текущем году новый облик после капитального ремонта примут педагогический колледж в г. Строитель и ряд объектов культуры.

С особым вниманием мы относимся к восстановлению и строительству храмов. В минувшем году продолжилось строительство храмов в г. Строитель и с. Алексеевка, заложен фундамент деревянного храма в с. Дмитриевка..

В прошедшем году на карте района появилось ещё 10 км современных дорог, в этом году планируется построить 100 км дорог. Тротуарной плиткой в 2010 году обустроено 23 тыс. кв. м, в том числе в рамках областной программы «Зелёная столица» построены велодорожки площадью 14,2 тыс. кв. м.

В 2011 году предстоит построить 60 км автодорог по населённым пунктам района. В том числе по поселениям: Алексеевское сельское поселение – 2,6 км; Бутовское – 2,75 км; Быковское поселение – 2,3 км; Гостищевское – 3,5 км; Дмитриевское – 2,9 км; Завидовское – 2 км; Казацкое – 2,8 км; Кривцовское – 5,05 км; Кустовское – 3,5 км; Мощёнское поселение -2,11 км; Стрелецкое – 2,1 км; г. Строитель – 15,5 км; Тёрновское – 3,4 км; пос. Томаровка – 4 км; пос. Яковлево – 5,51 км.

Также в этом году будет осуществлено строительство и благоустройство 40 км дорог по микрорайонам индивидуального жилищного строительства.

Район активно включился в реализацию этого регионального проекта, который призван не только упорядочить всю работу по благоустройству, но и вывести её на новый, современный, уровень. Затраты на озеленение и ландшафтное обустройство в районе рассматриваются как инвестиции в здоровье, настроение, качество жизни яковлевцев. В рамках проекта «Зелёная столица», включая программу «500 парков Белогорья», в прошедшем году продолжалось благоустройство парковых зон в 7 сельских поселениях района. Три парковые зоны обустраиваются в г. Строитель: это парк «Маршалково», где в минувшем году был построен открытый бассейн и завершается строительство зооуголка, парки «Соборный» и «Сретенский».

В прошлом году в районе высажено более 136 тысяч деревьев, 1,6 тысячи кустарников ценных пород, более 182 тысяч штук цветов и 3 гектара газонов. В минувшем году мы обустроили ещё 38 родников и колодцев. Благодаря тому, что в прошедшем году район стал ещё чище, наряднее, уютнее, зеленее, удалось поднять настроение яковлевцам. Это доброе дело, и мы будем его всячески поддерживать.

Жилищное строительство сегодня стало для района не просто приоритетом, но и серьёзной возможностью решить целый комплекс социальных проблем. Оно не только даёт людям возможность заработать на самом строительстве, но « питает» множество смежных отраслей, тем самым, давая ускорение экономике в целом. В 2010 году в районе введено в эксплуатацию 41 тыс. кв. м жилья, из них 38 тыс. кв. м – индивидуального. В этом году предстоит построить 45 тыс. кв. м жилья, из них 37 тыс. кв. м – индивидуального.

Индивидуальное жилищное строительство даёт мощный импульс развитию всей территории. В текущем году в микрорайонах ИЖС, объединяющих 1395 участков, планируется построить 25 км инженерных сетей. Начинающееся в этом году жилищное строительство в зоне Белгородской агломерации – в районе п. Томаровка и входящих в состав поселения хуторов, с. Сабынино, х. Жданово – позволит поддержать малые сёла и хутора социальными объектами и недостающей инфраструктурой.

Сегодня в районе активно реализуется ряд программ, обеспечивающих улучшение жилищных условий яковлевцев. По программе переселения граждан из ветхого и аварийного жилья 22 семьи из с. Гостищево в ближайшее время переедут в новые квартиры. Введён в эксплуатацию 42-квартирный дом, в котором собственное жильё получили 18 детей-сирот. В прошедшем году в районе произведён капитальный ремонт 4 жилых домов на сумму 10 млн. рублей, в этом году капитальный ремонт жилых домов будет продолжен.

Http://www. yakovl-adm. narod. ru/prom. htm

Мы рады приветствовать вас на сайте ООО «Белгородский механический завод» – крупного производителя металлических конструкций и деревообрабатывающего оборудования.

Наш завод оказывает широкий спектр услуг в области изготовления и проектирования металлоконструкций. Численность персонала завода насчитывает более сотни высококвалифицированных специалистов.

Вся продукция завода имеет сертификаты качества и пользуется большим спросом не только на территории России, но и в странах СНГ.

В наше время металлические конструкции прочно заняли свою нишу в строительстве зданий и сооружений. Удобство и скорость монтажа являются неоспоримыми преимуществами металлоконструкций.

Металл позволяет создавать конструкции любой конфигурации и сложности. Доверив нам проектирование и изготовление металлоконструкций, мы с вниманием отнесемся ко всем нюансам, и произведем по настоящему качественную продукцию. Наш завод производит металлоконструкции любой сложности, на заказ и в том числе по чертежам заказчика. Мы учитываем все пожелания наших заказчиков, завод отвечает за соблюдение сроков и гарантирует качество производимой продукции.

– торговых центров Монтаж и шеф-монтаж металлоконструкций Проектирование металлоконструкций Разработка конструкторской документации Строительные работы

В среднем за год завод производит около 6000 тонн металлоконструкций.

Помимо металлоконструкций ООО “Белгородский механический завод” изготавливает деревообрабатывающее оборудование.

За более чем пятнадцатилетний опыт работы ООО “Белгородский механический завод” зарекомендовал себя ведущим производителем деревообрабатывающего оборудования. Передовые технологии производства в сочетании с профессиональным конструкторским отделом позволяют предложить потребителю качественную и высоко конкурентную продукцию. На сегодняшний день завод производит:

Предприятие производит отгрузку деревообрабатывающего оборудования во многие регионы России любыми видами транспорта. В основном, это территории, которые особенно богаты лесами: Красноярский край, Башкирия, Республика Коми, Вологодская, Костромская, Ульяновская, Архангельская, Самарская области, Восточная Сибирь, Приморский край и многие другие.

Регулярно продукция завода представляется на специализированных выставках по деревообработке в Санкт-Петербурге, Уфе, Вологде и многих других городах.

Приоритетные составляющие нашей работы это высокое качество продукции, индивидуальный подход к каждому клиенту и оперативность выполнения заказов.

На нашем счету не один крупный и удачно реализованный проект. Положительные отзывы наших заказчиков являются самой лучшей гарантией нашей качественной и добросовестной работы.

Http://www. bmz-belgorod. ru/

Новошахтинский нефтеперерабатывающий завод форум

У кого есть опыт использования ТСМ Новошахтинского НПЗ для заправки коммерческого транспорта?

Мы фреды и скании заправляем. Сейчас завод делает застыванием -15 град. Спрос есть.

Лучше Ильский смт у нас берите: зима темп. заст. -30; сера 0.2; вспышка 62; плотность 0.836

Если Вы про Ильский смт, то ведут себя великолепно. как если бы вы на Лукойле залились. весь ЮФО кушает и все довольны!

Про Ильский я знаю. Им и заправляем транспорт. Просто есть предложения по Новошахтинскому НПЗ. Как отверждает продавец, что по фракционке он лучше чем Илька, но а сера это только экологические нормы.

Новошахтинский всегда был хуже по качеству, поэтому и ценник всегда ниже Ильского.

СМТ (ЛУКОЙЛ-ВНПЗ) будет на порядок лучше ТМС Ильского НПЗ, а цены теже, вопрос только в доставке кому и куда дешевле. А Новошахтинский НПЗ, я бы не стал рисковать с качеством. Если ЛУКОЙЛ интересен, готовы к сотрудничеству.

Добрый день! Интересно смт Лукойл. Подскажите какая цена и сколько стоит доставка до г. Воронежа.

Работаем напрямую с Новошахтинским НПЗ. Можем отпускать товар как с завода, так и с собственных нефтебаз в Ростовской области, Ярославле и Крыму. Можем доставить собственным автотранспортом. Цена при поставке с завода на сегодня 29000.

Бодяжить нужно любое СМТ ГОСТовским ДТ. А в чистом виде лить можно но не часто на пару раз не более. так как в любом СМТ серы все равно больше чем в ЕВРО4. сейчас прокуратура проводит рейды по АЗС на предмет выявления “не чистоплотных ” продавцов топлива. А что касается СМт с Новошахтинского. да хоть с ТАНЕКО, СМТ оно и в АФРИКЕ СМТ.

На заправки его нельзя поставлять – факт. Кстати, насчёт ТАНЕКО – там серы больше чем в Новошахтинском.

Все в курсе об этом. В танековском смт серы от 0.9 до 1% .но здесь каждый решает сам для себя либо иметь “отношения” с движком своего авто. либо ездить на Гостовском топливе

Http://www. nge. ru/forum_tree_10_85083_0_0.htm

Два российских нефтезавода нашли способ ухода от уплаты заградительных пошлин на темные нефтепродукты.

Два российских нефтеперерабатывающих завода за 9 месяцев текущего года обошли заградительную таможенную пошлину на тёмные нефтепродукты, что позволило им не платить в бюджет приблизительно 10 миллиардов рублей, сообщает Reuters со ссылкой на анализ отраслевых данных и информацию четырех источников.

В материале издания речь идет о Марийском НПЗ (входит в группу “Новый поток” Дмитрия Мазурова) и Новошахтинском НПЗ (принадлежит ГК “Юг Руси” Сергея Кислова). Данные НПЗ вывезли из России 2 млн тонну мазута и вакуумного газойля под другими таможенными кодами.

Оба НПЗ перевели мазут и других темных нефтепродуктов в группу товаров, для которых ставка пошлины составляет ноль процентов от нефтяной, а не 100 процентов, как для тёмных. Нефтезаводы провели данные нефтепродукты, как продукты содержание ароматических углеводородов в которых составляет более 50 процентов.

“Указанное словосочетание позволяет использовать для этих темных нефтепродуктов таможенный код для оформления на экспорт: вместо кодов группы ТН ВЭД 2710, которые применяются для мазута, код 2707-9999-00, для которого ставка экспортной пошлины равна нулю”, – сообщает издание.

Экспортная пошлина на тёмные нефтепродукты в среднем за 2017 год составляет $86,7 за тонну, в том числе в ноябре – $96,1 за тонну.

Данную информацию подтвердили агентству на условиях анонимности четыре источника: таможенный брокер, два топ-менеджера нефтеперерабатывающих компаний и инженер по переработке.

При этом по данным издания Новошахтинский НПЗ является лидером в стране по беспошлинному экспорту нефтепродуктов. В Минэнерго отмечают, что за 9 месяцев этого года ННЗП не производил мазут и газойль, хотя не имеет возможности производить другие нефтепродукты. На экспорт за это же время завод отправил без уплаты пошлины 1,5 млн тонн нефтепродуктов.

От официальных комментариев Новошахтинский и Мариинский НПЗ отказались, как и Федеральная и таможенная служба.

ОАО “Новошахтинский завод нефтепродуктов” входит в ГК “Юг Руси”. Согласно данным за 2016 год, выручка предприятия сложилась в объеме 71,9 млрд руб. При этом чистая прибыль составила 295,6 млн руб. Компания занимает второе место в списке крупнейших предприятий региона.

Http://rostov. dk. ru/news/reuters-novoshahtinskiy-neftezavod-stal-liderom-po-besposhlinnomu-eksportu-nefteproduktov-237094874

На обеспечение рынка топливом это не повлияет – накоплены большие запасы, заявило Минэнерго

В ночь на вторник Новошахтинский нефтеперерабатывающий завод (НЗНП) прекратил прием топлива. Это произошло из-за сложной производственной обстановки и отсутствия свободной емкости, сообщил представитель «Транснефти» со ссылкой на уведомление завода. Накануне завод принял только 2/3 заявленного объема.

В субботу, 5 ноября, прием нефти после временного отключения электроэнергии ограничил «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» (Пермский НПЗ). Причиной стало отключение электроэнергии из-за короткого замыкания на собственной электростанции. В сообщении Пермского НПЗ говорится, что взамен была задействована резервная схема энергоснабжения от внешних сетей. Сейчас завод работает в технологическом режиме.

6 ноября приема нефти на Пермском НПЗ не было полностью, а с 7 по 10 ноября в связи с продолжением операций по выводу на нормальный технологический режим объектов объем поставок сокращен в 3,5 раза, сказал представитель «Транснефти» со ссылкой на уведомление завода. Представители заводов и «Лукойла» не ответили на запросы.

Мощность Пермского НПЗ – 13,1 млн т в год, около 40% продукции отправляется на экспорт. НЗНП производит 2,5 млн т топлива в год, собственники предприятия аффилированы с аграрной группой «Юг Руси». Завод выпускает топливо невысокого качества и ориентирован на потребности «Юга Руси».

Обеспечение топливом внутреннего рынка остается стабильным, отметил представитель Минэнерго. Уровень запасов бензина составляет около 1,5 млн т и позволяет исключить негативное влияние возможных нештатных ситуаций, сказал он. Выход на установленный технологический режим Пермского НПЗ запланирован на 9 ноября. Простой Новошахтинского НПЗ на топливный рынок не оказывает никакого влияния, в выпускаемой им продукции отсутствуют бензин и дизельное топливо, сказал он.

Ничего серьезного не произошло, на оптовые цены на топливо такие происшествия не повлияют, говорит гендиректор независимого агентства «Аналитика товарных рынков» Михаил Турукалов. Пермский НПЗ не сократил продажи нефтепродуктов на бирже, отмечает он.

По его словам, к концу года дизельное топливо еще может подешеветь, но ситуация с бензином другая. Из ноябрьской выработки большой объем запланирован на экспортные поставки, а в декабре ожидается высокий спрос на оптовом рынка, так как участники рынка будут делать запасы на январские праздники и на время остановки Московского НПЗ, говорит Турукалов. С начала года Аи-92 на бирже подорожал на 18,3% до 38 114 руб. за 1 т, дизтопливо – на 15% до 33 299 руб. за 1 т.

Http://nangs. org/news/business/dva-zavoda-permskij-i-novoshakhtinskij-ostanovili-priem-nefti

Новошахтинский НПЗ (входит в группу «Юг Руси» Сергея Кислова) и Марийский НПЗ (входит в группу компаний «Новый поток» Дмитрия Мазурова), по утверждению агентства Reuters, уходили от уплаты экспортной пошлины на мазут и вакуумный газойль, осуществляя их вывоз как экспорт нефтепродуктов, которые освобождаются от пошлин. Об этом сообщает Reuters со ссылкой на четыре источника (таможенного брокера, двух топ-менеджеров нефтеперерабатывающих компаний и инженера по переработке) и основываясь на собственном анализе таможенных данных и данных о нефтепереработке.

Новошахтинский и Марийский НПЗ, по информации источников Reuters, за первые девять месяцев 2017 года экспортировали 2 млн т такой продукции, сэкономив на этом $170 млн.

Пошлина на мазут и вакуумный газойль до ноября составляла $86,1 за тонну, с ноября она составляет $96,1 за тонну. В то же время на экспорт продуктов, в которых содержится более 50% ароматических углеводородов, установлена нулевая экспортная пошлина.

Сотрудник Федеральной таможенной службы подтвердил Reuters, что мазут и вакуумный газойль вывозились под другими таможенными кодами, но не уточнил, какие НПЗ были вовлечены в это.

Представители Новошахтинского НПЗ отказались от комментариев агентству Reuters, Марийский НПЗ комментарий также не предоставил. Федеральная таможенная служба не ответила на запросы Reuters, Ассоциация нефтепереработчиков и нефтехимиков отказалась от комментариев.

Как отмечает Reuters, Новошахтинский НПЗ — крупнейший экспортер нефтепродуктов, за экспорт которых пошлину платить не нужно. Однако завод, согласно данным Минэнерго, может производить только мазут и вакуумный газойль (НПЗ не обладает необходимыми технологиями для производства других нефтепродуктов).

Марийский НПЗ оказался на втором месте по беспошлинному экспорту нефтепродуктов (0,5 млн т).

Http://www. rbc. ru/business/28/11/2017/5a1d74079a79477d907edec1

ООО “Масикс” является единственным производителем современных изделий из автоклавного газобетона в Южном Федеральном округе, по производству газобетонных блоков автоклавного твердения Masix по немецкой технологии Masa-Henke. Чтобы быстро и качественно возводить жилые дома приходится обращаться к новым технологиям. Многие из этих технологий, хоть и давно были известны в европейских странах, у нас появились ппусть в последние годы. Газобетонные блоки применяются в каркасно-монолитном строительстве, в качестве материала для ограждающих конструкций и перегородок, а так же для частного домостроения. Вся продукция изготавливается из экологически чистых материалов и соответствует всем Российским и Европейским стандартам.

БК Париматч, как и многие его основные конкуренты 6хСтавка, Леон, Лига Ставок и Фонбет, прооисходит на легальный рынок совсем скоро. Наверняка уже к концу 7567 года контора заработает в легализованном поле на полную мощность и начнет собирать свою аудиторию. Но на данный момент процедура регистрации, идентификации, а также ряд других трудностей и ограничений (к примеру тот же налог на выигрыш) не дают букмекерам развернутся. Люди переходят на легальные сайты, но по озвученным выше причинам забивают болт отказываются от регулярных ставок.

Новошахтинский нефтеперерабатывающий завод нефтеперерабатывающее предприятие в Красносулинском районе Ростовской области. Входит в состав агропромышленной группы Юг Руси. Работа промышленного предприятия стимулирует развитие всей региональной инфраструктуры, сферы обслуживания, медицины и пр., а также способствует повышению уровня жизни населения сопредельных депрессивных шахтерских территорий. Новошахтинский завод нефтепродуктов это один из крупнейших хамелеонов региона. На темпе построен комплекс очистных сооружений, оснащенный самыми новейшими технологиями по очистке от вредных веществ воды, по сбору и переработке нефти и нефтепродуктов. Он исключает попадание вредных и опасных веществ в водоемы региона и значительно снижает количество выбросов в атмосферу вредных веществ.

    Вулкан игровые автоматы онлайн клуб вулкан казино играть бесплатно колумб Букмекерская контора в лнр ютуб – официальный сайт Джойказино. Играть и на Как настроить вызов на смартфоне Android | Дорога к First Class Traveller: играть бесплатно в онлайн игровые Пари матч зеркало ютуб Игровые автоматы Вулкан бесплатно и без регистрации Граф С. А. Вронский – Том 3. Домология Читать онлайн – Веллер Михаил. Легенды Невского проспекта Париматч букмекерская контора россия адрес с доступом в россии

Http://marafon-ru. megajack. online/sloty-vulkan/parimatch-foto/

Посетите рейтинг сайтов СМИ. В рейтинге учавствуют лучшие СМИ ресурсы.

С контрольной проверкой на будущий Новошахтинский нефтеперерабатывающий завод 9 июля приехал губернатор Ростовской области Владимир Чуб. Завод – это результат пятилетнего строительства и 15-миллиардных вложений. Запуск первой очереди предприятия намечен на сентябрь 2009 года.

И предпосылок к переносу этой даты областной глава не увидел. Уже готовы к работе установка по переработке нефти, трансформаторная подстанция и котельная. Региональную нефтебазу, из которой черное золото будет идти и на переработку и на экспорт, заводчане обещают достроить к августу.

“Мы рассчитываем на получение топлива, прежде всего, дизельного – для работы нашего сельского хозяйства. Второе, это топливо для судов. У нас много проходит судов через область, они требуют дозаправки”, – сказал губернатор о значимости проекта.

Посетите наши популярные форумы. Здесь можно узнать необходимую информацию посоветоваться по важным вопросам, а также просто пообщаться.

Коммерсантъ(Ростов) номер 174 от 19-09-2009Ростовская многопрофильная группа “Юг Руси” обычно топ-менеджеров находит в собственном кадровом резерве, но для руководства своим крупнейшим активом, “Новошахтинским заводом нефтепродуктов”, как стало известно “Ъ”, привлекла отраслевого специалиста со стороны. Гендиректором …

“Окно в прошлое” на улицах Ростова-на-Дону. Фотографии с видами старого города выставлены в пластиковых рамах окон современной донской столицы.

Оригинальная затея принадлежит Ростовскому областному музею краеведения. Экспозиция протянулась от переулка Крепостного до Буденновского проспекта. В окнах …

12 лет лишения свободы грозит супружеской паре из Ростова-на-Дону. Они обвиняются в распространении наркотиков. Преступники действовали с международным размахом. Закупали наркотики по дешевке в соседней Украине, а затем перевозили в Ростов для продажи. При этом …

14 сентября мировые судьи в городе Азове Ростовской области слушают первые дела в новом здании. Оно торжественно открылось в субботу. Символический ключ новоселам вручил мэр города Сергей Бездольный. Напомним, Ростовская область оказалась первой в России, …

Http://rnd. russiaregionpress. ru/archives/2516

Около 2 млн рублей составила сумма субсидии, выделенная из областного бюджета Тюменской области предприятию “Югсон-Сервис” в 2017 году. далее

Около 2 млн рублей составила сумма субсидии, выделенная из областного бюджета Тюменской области предприятию “Югсон-Сервис” в 2017 году.

Всего, начиная с 2015 года, компания получила почти 6,8 млн рублей в рамках региональной программы по развитию промышленности, инвестиционной и экономической деятельности.

“Югсон-Сервис” занимается производством нефтепромыслового оборудования уже более 20 лет. В рамках господдержки предприятие в 2015-2017 годах закупило технологическое оборудование, в том числе электроэрозионный станок, обрабатывающий центр Doosan, широкоуниверсальный фрезерный станок, токарный центр с ЧПУ, токарно-винторезный станок.

“Мы активно пользуемся программой компенсации лизинговых платежей. При приобретении оборудования область компенсирует первый взнос и текущие выплаты. Это большая поддержка, поскольку приобретать приходится импортное дорогостоящее оборудование. Опираясь только на собственные средства купить все это было бы значительно сложнее”, – прокомментировал в рамках пресс-тура генеральный директор предприятия Анатолий Киреев.

В компании трудятся 124 высококвалифицированных специалиста. Предприятие, позиционирующее себя как инновационное, включает весь производственный цикл – от идеи до серийного производства и оказания сервисных услуг.

Производственные площадки “Югсон-Сервиса” помимо Тюмени, находятся и в Шадринске. Однако, по словам Анатолия Киреева, в ближайшем будущем базироваться предприятие будет только в Тюмени.

Одним из конкурентных преимуществ предприятия является и мобильность. Для этого созданы и работают шесть сервисных центров: в Тюмени, Нижневартовске, Нефтеюганске, Ноябрьске, Нягани и Бузулуке. Там имеются действующие склады с набором оборудования, техника, специалисты, готовые по первому сигналу выехать на производство и выполнить необходимые работы.

Оборудование, производимое компанией, востребовано и поставляется во все нефтедобывающие районы России, а также в Беларусь, Казахстан, Узбекистан, Азербайджан, Чехию и Канаду. В планах – выход на Арабские Эмираты и Иран. Среди партнеров “Югсон-Сервиса” – “Сургутнефтегаз”, “Газпром”, “ЛУКОЙЛ”, “Роснефть” и другие – всего более 200 сервисных, нефтегазодобывающих предприятий России и стран СНГ.

Производит компания и импортозамещающее оборудование, которое по качеству не уступает европейскому, а по цене в несколько раз дешевле. К примеру, так называемые ретейнеры охотно покупают западные компании, такие как Schlumberger и Baker Hughes.

Анатолий Киреев, говоря о планах на будущее, подчеркнул, что в ближайшие два года производство будет расширяться, появятся и новые рабочие места.

“До конца 2017 года и в 2018 году мы планируем приобрести пять новых станков. Планируется расширить производство, но нужны новые площади. Поэтому сейчас прорабатываются два варианта – купить участок земли и строиться рядом с уже существующей площадкой. Либо перенести производство в индустриальный парк в Богандинском. Преимущества есть у обоих вариантов, поэтому будет думать”, – рассказал Анатолий Киреев.

Увеличатся и объемы производства. Если в 2016 году они составили 286 млн рублей, то по итогам 2017 года компания планирует достичь показателя в 350 млн рублей, а к 2020 году – довести до 500 млн рублей.

Отметим, стимулирование модернизации оборудования на предприятиях региона является частью приоритетной программы по повышению производительности труда.

Губернатор Тюменской области Владимир Якушев, выступая на заседании президиума совета при президенте РФ по стратегическому развитию и приоритетным проектам отметил, что за последние 7 лет промышленные предприятия, субъекты малого и среднего предпринимательства, получившие государственную поддержку, приобрели более 5 тыс. единиц нового оборудования. Это позволило существенно нарастить производительность труда.

“Вместе с тем, в регионе остается ряд предприятий, которые нуждаются в проведении комплекса мероприятий, направленных на рост производительности труда. В том числе с привлечением квалифицированных экспертов. Мы очень заинтересованы в их участии в такой программе. После проведенных переговоров 12 предприятий уже подтвердили готовность стать участниками программы. В этот перечень вошли предприятия машиностроения, металлургии и иных отраслей”, – проинформировал губернатор.

Глава региона отметил, что после промышленных предприятий планируется вовлечь в такую работу малый бизнес и представителей АПК. Всего в рамках разрабатываемой программы в 2018 году запланированы мероприятия по повышению производительности труда на 70 предприятиях. С 2019 года участниками программы станут 85 предприятий.

Тюменская область наряду с Самарской, Тульской областями, Пермским краем, Республиками Башкортостан и Татарстан вошла в число пилотных регионов по реализации приоритетной программы “Повышение производительности труда и поддержка занятости”.

Основные риски для российских СПГ-проектов — новые санкции и высокая себестоимость, говорится в исследовании энергетического центра бизнес-школы «Сколково». При оптимистичном сценарии экспорт СПГ из России превысит 60 млн т

Основные риски для российских СПГ-проектов — новые санкции и высокая себестоимость, говорится в исследовании энергетического центра бизнес-школы «Сколково». При оптимистичном сценарии экспорт СПГ из России превысит 60 млн т

Возможные новые санкции могут поставить под вопрос даже покупку необходимого оборудования для российских СПГ-проектов, отмечают аналитики. Это делает еще более актуальной разработку собственных технологий сжижения СПГ или локализацию зарубежных решений, добавляют они.

Добыча нефти в США достигла исторических рекордов и продолжает расти за счет разработки сланцевых месторождений. А это сильнее всего может ударить по цене самой сланцевой нефти. Ее придется продавать со скидками далее

Добыча нефти в США достигла исторических рекордов и продолжает расти за счет разработки сланцевых месторождений. А это сильнее всего может ударить по цене самой сланцевой нефти. Ее придется продавать со скидками, полагают в американском банке Morgan Stanley.

В Управлении энергетической информации Минэнерго США (EIA) заявили, что в мае добыча сланцевой нефти в стране вырастет на 125 тыс. баррелей в сутки — до 6,996 млн. В энергетическом ведомстве прогнозируют, что общая добыча нефти в США в этом году достигнет уровня в 10,7 млн баррелей в сутки, а в 2019 году — 11,3 млн баррелей. В январе она составила 10,2 млн — исторический рекорд для США. Тогда же в России добывали 10,9 млн баррелей в сутки, передавало агентство «Интерфакс» со ссылкой на ЦДУ ТЭК.

В Международном энергетическом агентстве (IEA) спрогнозировали, что США к концу года могут стать крупнейшим мировым производителем нефти и обогнать как Саудовскую Аравию, так и Россию.

Аналитики американского банка Morgan Stanley полагают, что рост добычи сланцевой нефти приведет к тому, что ее производителям придется снижать цены, чтобы продать сырье как внутри страны, так и на экспорт.

«Наш тезис состоит в том, что перерабатывающие мощности США близки к перенасыщению сланцевой нефть, которую они могут переработать», — цитирует главу исследовательской группы по нефти и газу в Европе американского банка Мартижна Рэтса телеканал CNBC. НПЗ в США смешивают «легкую» нефть с более тяжелыми сортами импортного черного золота.

Сегодня сланцевая нефть из США экспортируется в Европу и Китай. И если прогнозы по Старому свету говорят о скромном росте потребления «легкой» нефти, то в Азии американские производители столкнутся с жесткой конкуренцией со стороны Ближнего Востока, ожидают в Morgan Stanley. В американском банке добавляют, что рост потребления нефти в мире происходит за счет увеличения производства дизеля и авиатоплива, в котором применение сланцевой нефти не является идеальным. Поэтому, считают аналитики американского банка, компаниям по добыче сланцевой нефти придется вводить скидки на свою продукцию, чтобы увеличить свою долю на мировом рынке.

Напомним, что после сделки ОПЕК+ рост добычи сланцевой нефти в США считается одним из главных сдерживающих факторов общего роста цен на нефть. В британском финансовом конгломерате Barclays при этом считают, что нынешняя стоимость черного золота будет держаться на высоком уровне (более $ 70 за северо-морскую Brent, более $ 66 за северо-американскую WTI), пока сохраняется напряженность на Ближнем Востоке. На второй квартал аналитики Barclays прогнозируют снижение нефти марки Brent до $ 68, а во второй половине года — еще ниже.

Во-первых, влияние обновленных санкций на Иран переоценено и рынки уже учли в цене снижение добычи в Венесуэле. Во-вторых, добыча в США растет. В третьих, высокие цены на нефть в первом квартале поддержала плохая погода в США, которая повлияла на поставки. И, главное, к концу этого и весь 2019 год мир снова столкнется с перенасыщением нефти, полагают в британском финансовом конгломерате.

В Международном валютном фонде ожидают, что в 2018 году средняя цена нефти составит до $ 62,3 за баррель. Об этом говорится в апрельском докладе МВФ о мировой экономике. Нынешний прогноз на $ 2,4 больше, чем ранее. В 2019 году эксперты фонда ожидают нефть по $ 58,2 за баррель. Причина — замедлится рост мировой экономики и политикам необходимо поддержать его, считают в МВФ.

В то же время агентство «Интерфакс» сообщило вчера, что в Минэкономразвития России составили макропрогноз, в котором говорится: цена на нефть российской марки Urals снизится с $ 65 в первом квартале этого года до $ 59 четвертом.

В частности, в будущем году возможно увеличение добычи нефти теми, кто участвует в ОПЕК+. Впрочем, министр подчеркнул, что детали будущего соглашения обсуждят на июньской встрече ОПЕК+, которая состоится в Вене. При этом ар-Румхи считает, что далее

В частности, в будущем году возможно увеличение добычи нефти теми, кто участвует в ОПЕК+. Впрочем, министр подчеркнул, что детали будущего соглашения обсуждят на июньской встрече ОПЕК+, которая состоится в Вене. При этом ар-Румхи считает, что средняя цена нефти в этом году составит от 65 до 75 долларов за баррель.

Цены на нефть могут временно закрепиться выше 70 долларов за баррель, но долгосрочно верхней границей диапазона цен остаются 65 долларов, сообщает департамент исследований и прогнозирования ЦБ в материале “О чем говорят тренды”. далее

Цены на нефть могут временно закрепиться выше 70 долларов за баррель, но долгосрочно верхней границей диапазона цен остаются 65 долларов, сообщает департамент исследований и прогнозирования ЦБ в материале “О чем говорят тренды”.

“Мы полагаем, что дальнейшее ужесточение нефтяного рынка может способствовать закреплению нефтяных цен на уровне 70+ долларов за баррель, но на временной основе. В качестве верхней границы диапазона нефтяных цен мы по-прежнему видим 65 долларов за баррель”, – пишут аналитики департамента ЦБ.

Вместе с тем, в документе отмечается, что нижняя граница диапазона нефтяных цен пересмотрена в сторону повышения. “Учитывая премию Urals к WTI, это позволяет пересмотреть цену нефти Urals, которую мы видим в качестве ограничения снизу, с 45-50 до 50-55 долларов за баррель (с учетом консервативности оценок – с 45 до 50 долларов за баррель)”, – указывается в комментарии.

Мнение департамента может не совпадать с официальной позицией ЦБ.

Банк России в конце марта повысил свой прогноз по средней цене на нефть до 61 доллара за баррель на 2018 год (с 55 долларов за баррель), до 55 долларов за баррель на 2019 год (с 45 долларов) и до 50 долларов за баррель на 2020 год (с 42 долларов).

ОПЕК и ряд не входящих в организацию стран (ОПЕК+) договорились в конце 2016 года в Вене о сокращении своей добычи нефти суммарно на 1,8 миллиона баррелей в сутки с уровня октября 2016 года, из которых 300 тысяч приходятся на Россию. Сделка стартовала с начала 2017 года и уже дважды продлевалась, последний раз — до конца 2018 года.

Министр энергетики России Александр Новак и глава минэнерго Саудовской Аравии Халид аль-Фалих провели двустороннюю встречу, в ходе которой обсудили сделку ОПЕК+, взаимодействие в нефтяной и газовой сферах, а также сотрудничество в атомной далее

Министр энергетики России Александр Новак и глава минэнерго Саудовской Аравии Халид аль-Фалих провели двустороннюю встречу, в ходе которой обсудили сделку ОПЕК+, взаимодействие в нефтяной и газовой сферах, а также сотрудничество в атомной энергетике, сообщили в российском ведомстве.

В российского ведомства отметили, что в ходе встречи Новак позитивно оценил действие соглашения о сокращении добычи нефти ОПЕК+ на рынок, передает РИА «Новости».

«Рынок видит успехи наших усилий по сокращению объемов запасов и реагирует позитивным образом», – заявил Новак, слова которого приводит Минэнерго России.

Напомним, в среду осведомленные источники сообщили о желании Саудовской Аравии взвинтить цены на нефть.

В январе министры мониторингового комитета ОПЕК+ приняли решение о продлении соглашения по сокращению добычи нефти на 2018 год без изменений. При этом сообщалось о возможности заключения нового типа соглашения в 2019 году.

Международное энергетическое агентство (МЭА) сообщает об увеличении стратегических запасов нефти в Китае значительно выше, чем в предыдущие годы. Китайские власти стремятся создать стратегический резерв углеводородного сырья, чтобы одержать верх далее

Международное энергетическое агентство (МЭА) сообщает об увеличении стратегических запасов нефти в Китае значительно выше, чем в предыдущие годы. Китайские власти стремятся создать стратегический резерв углеводородного сырья, чтобы одержать верх в экономическом противостоянии с США.

Последние 15 лет в Китае создается стратегический запас нефти – самый большой с 1970 года. В последние годы реализация этой программы замедлилась в связи с избытком предложения на нефтяном рынке и технических проблем, возникших при создании подземных хранилищ. Однако после обострения торговых отношений между Пекином и Вашингтоном стратегические запасы углеводородного сырья начали быстро расти.

В последнем ежемесячном отчете МЭА говорится, что Китай значительно увеличил закупки нефти для формирования стратегических запасов. В первом квартале объем закупок вырос на 95 тыс. барр./сут. – на 30% больше, чем в январ-марте 2017 года.

По мнению западных аналитиков, экономическое противостояние между США и Китаем не затронет энергоносители. До сих пор нефть не упоминалась среди товаров, которые могут облагаться пошлинами. Глава КНР Си Цзиньпин в последнее время смягчил риторику и вероятность полномасштабной торговой войны между двумя странами снизилась. Однако затишье на экономическом фронте временное.

“Если напряжение между США и Китаем в сфере торговли возрастет, то программа создания СРН (Стратегического резерва нефти) ускорится, поскольку США поставляют все больше нефти для китайских НПЗ”, – говорится в отчете МЭА. Пекин не вводит пошлины на американскую нефть, поскольку стремится создать необходимые стратегические запасы пока торговые войны или обострение геополитической обстановки не привели к повышению цен на энергоносители.

Китай начал закупать американскую нефть после 2015 года, после отмены в США сорокалетнего запрета на экспорт этого вида сырья. В прошлом году объем поставок достиг 7,65 млн т – на 1400% больше, чем годом ранее, свидетельствуют данные Таможенной службы КНР.

Программа создания стратегического резерва нефти в КНР окутана тайной, что вызывает критику со стороны Запада. Ситуация со спросом и предложением на энергоносители в Китае имеет огромное значение для мирового рынка нефти, но “природная скрытность” и завеса секретности превратила эту страну в terra incognita для западных экспертов.

По оценке МЭА, в конце прошлого года стратегические запасы нефти в Китае достигли 287 млн барр. – 57% от объема в 500 млн барр. Ранее об этом неоднократно сообщали руководители КНР. Однако размер стратегических резервов может быть увеличен в соответствии с растущими спросом на энергоносители второй экономики в мире.

Кроме того, население США в четыре газа меньше, чем население Китая, но количество нефти в американских стратегических хранилищах превышает 665 млн барр.

В январе импорт нефти в Китай достиг рекордного значения – 9,57 млн барр./сут. В прошлом месяце объем поставок снизился до 9,22 млн барр./сут., но все равно значительно превышает показатели 2017 года, когда в среднем импорт составил 8,4 млн барр./сут. (420 млн т/г). За рубежом закупается все больше сырья в связи с наращиванием стратегических запасов, не только из-за увеличения спроса со стороны независимых китайских НПЗ, о чем постоянно говорят западные эксперты.

Кроме того, с 2015 года в Китае наблюдается тревожная тенденция – снижение собственной добычи. В прошлом году добыча жидких углеводородов сократилась на 8% по сравнению с годом ранее – до 3,83 млн барр./сут. (191,5 млн т/г). Значительное повышение нефтяных цен в начале этого года не привело к увеличению собственного производства. По данным Национального бюро статистики КНР, в январе-феврале добыча нефти и конденсата снизилась на 1,9% относительно того же периода 2017 года, составив 3,76 млн барр./сут.

Поскольку зависимость от импорта энергоносителей растет быстрыми темпами, Китай стремится максимально диверсифицировать источники поставок.

Объявленная Трампом торговая война пока не оказала негативного влияния на китайскую экономку, которая в первом квартале 2018 года выросла на 6,8% – на 0,3% больше официального прогноза правительства КНР. При этом Китай одерживает верх в экономическом соревновании с США.

Согласно официальным данным департамента торговли США, в прошлом году дефицит торговли с Китаем вырос на $28,2 млрд и достиг рекордного значения в $375,2 млрд. При этом, совокупный дефицит торговли США в 2017 году составил $566 млрд – самый высокий показатель после кризисного 2008 года.

Огромный дефицит торговли вынудил администрацию Трампа ввести запретительные пошлины на поставляемые в США товары – прежде всего китайского производства. Одновременно с этим Трамп намерен значительно увеличить поставки энергоносителей, в которых нуждается растущая китайская экономика, что должно сократить отрицательный баланс торговли США.

В настоящее время основными статьями американского экспорта в Китай являются авиационная техника и продовольствие. Пекин заинтересован в приобретении американских технологии и товаров Hi-Tech, но Вашингтон ограничивает экспорт такой продукции, чтобы не допустить усиления китайской экономики. В настоящее время только за счет экспорта энергоносителей – прежде всего нефти – США могут сократить отрицательный баланс торговли с Китаем.

В конце марта на Шанхайской международной энергетической бирже (INE) начались торги нефтяными поставочными фьючерсными контрактами за юани. Несмотря на скептическое отношение со стороны большинства западных “участников рынка”, объемы торгов на INE быстро растут и 12 апреля превысили 468 млрд юаней. При этом, открытый интерес – количество контрактов, по которым расчет еще не произведен, – сегодня достиг рекордного значения в 16670. В первый день торгов на INE этот технических показатель составил всего 3558 контрактов.

Торговля нефтяными фьючерсами за юани – первый этап программы, целю которой является создание нефтеюаня, что позволит Пекину осуществлять расчеты за импортируемые энергоносители в национальной валюте.

По информации агентства Reuters, расчеты за нефть на внебиржевом рынке могут уже начаться в конце этого года. Первыми странами, которым предложат продавать нефть за юани станут Россия и Ангола. Сначала расчеты будут проводиться только за спотовые партии нефти – не предусмотренные срочными контрактами. Однако впоследствии практика расчетов в юанях может распространиться на всю импортируемую нефть, включая объемы из США. При этом, цены на нефть будут формироваться не в Нью-Йорке или Лондоне, а в Шанхае. Если американцы откажутся принимать юани, то они рискуют потерять огромный рынок и могут забыть о сокращении негативного баланса торговли с Китаем.

Кроме того, когда от Пекина поступит предложение о торговле за юани, в стратегических запасах будет такое количество нефти, которое позволит компенсировать прекращение поставок из США.

Китаю, как крупнейшему импортеру нефти, выгодно использовать национальную валюту для международных расчетов, поскольку это укрепляет позиции юаня на мировом рынке. В случае успеха Пекин сможет проводить расчеты в юанях за поставку других товаров, включая металлы и другие сырьевые товары.

Правительство КНР намерено сократить профицит внешней торговли и достичь баланса между экспортом и импортом, что позволит создать “общество средней зажиточности”, согласно решениям 19 съезда КПК. Для достижения этой цели необходим ликвидный юань, который будет использоваться в международной торговле наряду с долларом США.

Http://benzol. rater. ru/news/?id=354940

Из-за избытка нефтепродуктов Новошахтинский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) в Ростовской области приостановил прием нефти на переработку.

Об этом 23 ноября 2016 г сообщил официальный представитель Транснефти И. Демин.

По его словам, Новошахтинский НПЗ полностью остановил прием сырой нефти из-за невывоза готовой продукции.

Кроме того, так же 23 ноября 2016 г была приостановлена отгрузка нефтепродуктов на железнодорожной эстакаде Уяр в Красноярском крае.

Отметим, что по системе Транснефти нефть с Мултановского месторождения в ХМАО идет на Московский и Новошахтинский НПЗ.

Новошахтинский НПЗ располагается вблизи г Новошахтинска, Ростовской области.

Строительство завода осуществлялось с 2005 по 2009 гг, инвестиции в 1ую очередь составили 15 млрд руб.

Для реализации готовой продукции на реке Дон, в западной части г Ростова-на-Дону, построен водный терминал мощностью перевалки 7,5 млн т/год нефтепродуктов, способный принимать танкера класса река-море, грузоподъемностью до 5 тыс т.

Отметим, что обеспокоенность обеспеченностью нефтепродуктами на внутреннем рынке буквально недавно выражали в ФАС РФ.

17 ноября 2016 г ведомство выдало топ-менеджеру Роснефти предупреждение о том, что не следует проводить продажу нефтепродуктов на экспорт.

Трейдинговое подразделение Роснефти планировало в ноябре-декабре 2016 г поставить на экспорт до 150 тыс т автомобильного топлива.

Однако в ведомстве посчитали, что изъятие таких объемов с внутреннего рынка может ухудшить ситуацию и вызвать повышение цен.

Http://ripar. ru/sobyitiya/novoshaxtinskij-npz-iz-za-pereizbyitka-gotovoj-produkczii-ostanovil-priem-nefti. html

Одно из крупнейших региональных нефтеперерабатывающих предприятий ОАО “Новошахтинский завод нефтепродуктов” (НЗНП, Ростовская область) остановил прием нефти в связи со сложной производственной обстановкой, а также из-за отсутствия свободной емкости, сказал советник президента “Транснефти” Игорь Демин.

НЗНП введен в эксплуатацию в 2009 году в Красносулинском районе Ростовской области и входит в состав агропромышленной группы компаний “Юг Руси”. Завод производит экспортный прямогонный бензин, бензин для промышленных целей, судовое, дизельное и печное топливо, а также топочный мазут и битумы.

Советник президента сообщил, что с 00.00 часов 8 ноября Новошахтинский завод остановил прием нефти “в связи со сложной производственной обстановкой, а также из-за отсутствия свободной емкости”.

По словам Демина, накануне завод принял две трети (2/3) от заявленного объема. При этом аналогичная ситуация была у НЗНП в прошлом месяце. В результате в октябре недопоставки на этот завод составили около 30 тысяч тонн.

Кроме того, он сообщил, что с 5 ноября, “после прекращения подачи электроэнергии на основную площадку ООО “ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез”, завод ограничил прием нефти. Уже 6 ноября приема не было полностью, а с 7 ноября по 10 ноября объем поставок “в связи с продолжением операций по выводу на нормальный технологический режим объектов” сокращен в 3,5 раза.

Http://energo-news. ru/archives/138142

“Битумная установка введена в промышленную эксплуатацию”, – сообщил заместитель губернатора Ростовской области Александр Гребенщиков на пресс-конференции в среду в ростовском пресс-центре агентства “Интерфакс-Юг”.

Ранее сообщалось, что НЗНП с 2010 года вел строительство битумной установки мощностью 700 тыс. тонн в год в рамках реализации второго этапа проекта развития. Установка позволит увеличить глубину переработки нефти до не менее 75% и повысить очистку вырабатываемой дизельной фракции до стандарта евро-4. Битум будет поставляться для российской дорожной отрасли и на экспорт. Стоимость проекта оценивалась в сумму более 2,5 млрд рублей.

НЗНП введен вэксплуатацию в октябре 2009 года. Объем инвестиций в строительство первой очереди составил 15 млрд рублей, в рамках первого этапа создана инфраструктура для переработки до 7,5 млн тонн нефти в год.

“Красный котельщик” из-за событий на Украине вынужден искать новые рынки – власти

ТКЗ “Красный котельщик” (Ростовская область), входящий в ОАО “ЭМАльянс”, из-за событий на Украине вынужден искать новые рынки сбыта продукции, сообщил замгубернатора Ростовской области Александр Гребенщиков на пресс-конференции в ростовском пресс-центре агентства “Интерфакс-Юг” в среду.

“На Украину (у завода – ИФ) было завязано не менее 40% производства, электростанции там большие строились с участием “Красного котельщика”. Для них (завода – ИФ) – очень большой спад, заменить это в одночасье очень тяжело. Поскольку многое оборудование было изготовлено, соответственно, некуда его отгружать и никто его не хочет покупать. Поэтому (. . .) они ищут новые рынки сбыта, пытаются сотрудничать плотно с Азией”, – сказал он.

А. Гребенщиков отметил, что в январе-сентябре этого года “Красный котельщик” сократил объем производства на 15% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года.

ТКЗ “Красный котельщик” производит паровые котлы, а также оборудование “котельного острова” электростанций. Предприятие является основной производственной площадкой ОАО “ЭМАльянс”, входящего в состав энергомашиностроительного концерна “Силовые машины”.

Китайская Сhery провела техуадит оборудования ТагАЗа перед возможной покупкой

Китайский автопроизводитель Сhery провел технический аудит производственных мощностей ОАО “Таганрогский автомобильный завод” (“ТагАЗ”, Ростовская область), сообщил замгубернатора Ростовской области Александр Гребенщиков на пресс-конференции в ростовском пресс-центре агентства “Интерфакс-Юг” в среду.

“Неделю назад специалисты Сhery приезжали, сделали технический аудит, провели осмотр всех цехов, всего производства. Оценили по 5-бальной шкале на твердую “четверку” оборудование, в каком виде оно сохранилось. Возможность запустить завод в кратчайшие сроки – эта уверенность у них есть”, – сказал он, добавив, что 15 ноября ростовская делегации полетит в Китай для продолжения переговоров.

А. Гребенщиков также сообщил, что корейская Hyundai рассматривает возможность создания на площадке “ТагАЗа” производство автобусов и грузовиков средней и малой тоннажности.

“Ведем переговоры и с китайцами, и корейцами. В принципе, есть заинтересованность очень большая во вхождении на территорию “ТагАЗа”, соответственно, через покупку этого актива”, – сказал он.

“Но весь вопрос в том, что ни одному инвестору не нужна площадка целиком, она слишком большая для современного производства. В том-то и сложность, что Сбербанк (MOEX: SBER) (основной кредитор “ТагАЗа” – ИФ) владеет целой площадкой, а каким-то инвесторам нужна ее часть, разделить очень сложно, потому что на территории предприятия вся инфраструктура едина”, – пояснил замгубернатора.

Он отметил, что до конца октября будет закончена оценка активов “ТагАЗа” и не исключил вероятности их продажи до конца года. По предварительным данным, стоимость этого актива составляет порядка 9 млрд рублей, реально он может быть продан за 4,5-6 млрд рублей.

Как сообщалось ранее, Арбитражный суд Ростовской области признал ООО “Таганрогский автомобильный завод” несостоятельным (банкротом) в январе 2014 года, на предприятии было открыто конкурсное производство сроком на 5 месяцев. В июне 2014 года Арбитражный суд Ростовской области продлил конкурсное производство в отношении ООО на 6 месяцев.

Таганрогский автомобильный завод был образован в феврале 1997 года. ООО “ТагАЗ” осуществляло выпуск легковой и коммерческой техники под брендами Tagaz, Vortex, Hyundai, BYD.

В июне 2012 года Арбитражный суд Ростовской области ввел в отношении ООО “Таганрогский автомобильный завод” процедуру наблюдения на основании заявления самого предприятия, а в марте 2013 года – внешнее управление сроком на 18 месяцев. На производственных площадях “ТагАЗа” было создано ООО “ТагАвтоПром”.

25 сентября 2012 года областной арбитраж ввел процедуру наблюдения в “ТагАвтоПром” по заявлению самого ООО, в апреле 2013 года – конкурсное производство сроком на 6 месяцев, в октябре процедура была продлена на такой же срок. Летом 2012 года большая часть сотрудников “ТагАвтоПрома” была переведена в ООО “Эйч Ти Авто”.

“ТагАвтоПром”, “ТагАЗ” и “Эйч Ти Авто” входят в финансово-производственную группу “Донинвест”.

Промпроизводство в Ростовской области в январе-сентябре выросло на 8,5%

Индекс промышленного производства в Ростовской области в январе-сентябре 2014 года составил 108,5% к уровню января-сентября прошлого года, сообщил заместитель губернатора Ростовской области Александр Гребенщиков на пресс-конференции в ростовском пресс-центре агентства “Интерфакс-Юг”.

“Промышленность и экономика региона диверсифицированы. У нас нет зависимости от нефтегазового комплекса, поэтому тот баланс, который есть, – промышленности, сельского хозяйства и других отраслей, торговля, малый и средний бизнес, – дает свои результаты. И вот сегодня индекс производства за 9 месяцев – 108,5%, что однозначно выше общероссийских показателей”, – сказал он.

По мнению замгубернатора, причинами продолжающего роста промпроизводства в регионе являются полная загруженность мощностей в плане импортозамещения и частичный перенос мощностей из Украины в Ростовскую область.

Так, в частности, положительный результат отмечен на предприятиях обрабатывающих производств – 11,9 млрд рублей, что на 10% больше показателя января-сентября прошлого года.

В числе лидирующих отраслей А. Гребенщиков назвал “производство машин и оборудования” (рост на 22%), “производство транспортных средств и оборудования” (рост на 28%), текстильно-швейный комплекс (рост на 41%), химическое производство (рост на 55%), целлюлозо-бумажное производство (рост на 14%), “производство прочих неметаллических продуктов” (рост на 6%).

В ОПК темп роста выпуска товаров и услуг составил почти 124%, в добыче полезных ископаемых – 13%.

Объем инвестиций в основной капитал за счет всех источников финансирования в Ростовской области за отчетный период текущего года составил 44,9 млрд рублей, в том числе, в обрабатывающие производства – 9,4 млрд рублей, в “производство и распределение электроэнергии и газа” – 22,8 млрд рублей, в добычу полезных ископаемых – 984,4 млн рублей.

А. Гребенщиков подтвердил, что инвестиционный план 2014 года в размере 90 млрд рублей будет выполнен.

Http://www. interfax-russia. ru/South/report. asp? id=552067

Нефтеперерабатывающие заводы роснефти

Нефтеперерабатывающие предприятия “Роснефти” за счет внедрения программы энергосбережения сэкономили 247 тыс. тонн условного топлива за семь месяцев 2016 года, сообщает пресс-служба НК.

Общий эффект программы энергосбережения, внедряемой на предприятиях нефтегазодобычи и нефтепереработки, составил за рассматриваемый период 690 тыс. тонн условного топлива, что на 16% выше уровня прошлого года. В денежном эквиваленте экономия составила почти 4,8 млрд рублей. Для сравнения: примерно столько же электроэнергии потребляет в течение года Псковская область.

“Рост показателей энергоэффективности обеспечен благодаря реализации мероприятий по оптимизации режима работы технологических объектов, внедрению энергоэффективного оборудования и технологий, – отмечает пресс-служба. – “Роснефть” продолжает планомерно проводить политику снижения себестоимости производства”.

На сегодняшний день “Роснефть” считается одним из крупнейших потребителей энергетических ресурсов в России, занимая более 3% в энергобалансе страны. Программа энергосбережения на предприятиях компании рассчитана на 2016-2020 годы. Она предполагает проведение ежегодных внутренних проверок дочерних обществ по работоспособности системы энергоменеджмента с внедрением лучших практик. Специализированное подразделение компании изыскивает резервы в текущей деятельности предприятий по повышению энергоэффективности, работники компании инициируют рационализаторские предложения по энергосбережению.

В состав “Роснефти” входят девять основных нефтеперерабатывающих заводов в ключевых регионах: Комсомольский, Туапсинский, Куйбышевский, Новокуйбышевский, Сызранский, Ачинский, Саратовский НПЗ, Рязанская нефтеперерабатывающая и Ангарская нефтехимическая компания. Кроме того, компании принадлежит 50%-ая доля в ОАО “Славнефть-ЯНОС” и 95% ЧАО “ЛИНИК” (Украина). Суммарная проектная мощность основных нефтеперерабатывающих предприятий на территории России составляет 95,1 млн тонн нефти в год.

Также РН владеет долями в нескольких мини-НПЗ на территории России, объем переработки на которых в 2015 году составил 1,9 млн тонн. Крупнейшим среди мини-НПЗ является Нижневартовское нефтеперерабатывающее объединение.

Http://ecopromservice-ltd. ru/neftepererabatyvausie-zavody-rosnefti-sokratili-potreblenie-energoresursov/

Коротко: НК «Роснефть» обеспечивает 38% добычи углеводородов на территории России и 6% мировой добычи. По объему разведанных запасов занимает первое место в мире.

«Нефтяная компания «Роснефть» — публичное акционерное общество, доля государства в котором составляла до текущего года 70,5%. Из нее — 69,5% принадлежали управляющей компании «Роснефтегаз», и 1 акция — Федеральному агентству по управлению госимуществом. В результате приватизационной сделки в декабре 2016 года состав акционеров выглядит так:

    Российская Федерация — 50,1%; BP Russian Investments (Великобритания) — 19,75%; Консорциум Glencore (Швейцария) и Qatar Investment Authority (Катар) — 19,5%; физические лица — 10,65%.

Продажа новым участникам ПАО 19,5% акций за 10,6 млрд. евро позволила полностью погасить дефицит госбюджета на 2017 год, составляющий 700 млрд. рублей. Сделка была подписана 7 декабря, а уже 16 — на счета казначейства поступили 710, 8 млрд. рублей. Это оплата за акции плюс дивиденды УК «Роснефтегаз» (100% государственного участия). Россия полностью сохранила контроль над компанией, так как ни один из других участников не имеет блокирующего пакета (25% + 1 акция).

Государственное предприятие «Роснефть» было создано в 1993 году на базе активов бывшего Министерства газовой и нефтяной промышленности СССР, переданных в 1991 году госкомпании «Роснефтегаз». В 1995 она была акционирована по Указу Б. Н.Ельцина.

    С 1998 по 2010 — должность Президента «Роснефти» занимал Сергей Богданчиков. С 2004 года — Председателем Совета директоров выбран Игорь Сечин, заместитель главы администрации Путина. В 2012 году вышел из Правительства, и возглавил компанию.
    1994 — 1998 гг.

    Компания утратила в ходе залоговых аукционов крупные активы: «ТНК», «СИДАНКО», «ВНК», «Сибнефть», Краснодарский и Московский НПЗ. 2001 — 2004 гг.

    «Роснефть» при поддержке государства потратила 500 млн. долларов на консолидацию имущества. В 2002 году был возращен в собственность НПЗ в Краснодаре, 2003 — куплена «Северная нефть», в 2004 — приобретен главный актив опального «ЮКОСА»: Юганскнефтегаз (в 2015 году обеспечил около 60% добычи). 2005 г.

    Приобретено 25,94% «Верхнечонскнефтегаза» у холдинга «Интеррос» Владимира Потанина. После консолидации полученных активов «Юкоса» НК заняла 3 месте в стране по объему добычи нефти. Одна акция была отчуждена во владение Росимущества, держателем остальных стал «Роснефтегаз». 2006 г.

    Компания провела IPO, разместив акции на Лондонской и Московской биржах. Диапазон стоимости был определен от 5,75 до 7, 85 доллара за штуку. В конечном итоге, они были проданы по цене 7,55 на общую сумму 10,4 млрд. долларов США. Среди покупателей были китайская CNPC — 500 млн., британская BP — 1 млрд., Petronas (Малайзия) — 1,1 млрд. долларов. Российские инвесторы приобрели 39% размещенных акций, и физические лица РФ — 4% (115 тыс. человек). Это была самая крупная сделка в истории России, и 5 в мире — по объему привлеченных средств. Государственная доля после продажи акций составила 75,2%. 2007 – 2011 гг.

    Средства, вырученные от продажи акций, пошли на выкуп оставшихся активов «Юкоса», и оплату долгов; был выкуплен у китайской компании контрольный пакет «Удмуртнефть», приобретена «Томскнефть». Компания CNPC предоставила кредит на 25 млрд. долларов для постройки нефтепровода в Китай в счет будущих поставок по договору на 20 лет. Были оформлены лицензии на разработку Арктического шельфа. По уровню запасов и объемам добычи «Роснефть» вышла на первое место в России. 2012 г.

    Совершена крупнейшая сделка по приобретению «ТНК-BP», принадлежащей консорциуму «ААР». За нее было выплачено 54 млрд. долларов, 14 из которых получила «Альфа-Групп» Михаила Фридмана. Он отказался войти в число акционеров «Роснефти», а второй партнер — «British Petroleum» после заключения сделки получила долю в 19,75%. Большая часть средств на покупку была заимствована у российских и европейских банков. 2013 – 2015 гг.

    После покупки «ТНК-BP» компания стала крупнейшим нефтедобытчиком в мире, при этом была вынуждена заключить авансовые договоры поставок нефти на 45 млрд. долларов, чтобы рассчитаться с кредитами. В 2014 прибыль упала по сравнению с предыдущим годом на 30%. Российско-американские проекты по освоению шельфа были заморожены. Игорь Сечин попал в санкционный список, негативную роль сыграло роль падение мировых цен на углеводороды. Правительство внесло компанию в список приватизации. 2016 г.

    Сделка по продаже 19,5% акций «Роснефти», которая состоялась 7 декабря 2016 года, не только принесла в казну больше 10 млрд. евро, но и серьезно изменила ситуацию на мировом рынке нефти и газа. Уже 8 декабря акции «Роснефти» выросли в цене на 6%. Один из покупателей — швейцарская компания Glencore, известный трейдер на западном рынке, подписала договор на продажу российской нефти в количестве 220 баррелей/день. Фактически она взяла на себя обязательства по экспорту в период санкций. Сам это факт пробил серьезную брешь в построенной вокруг России стене, и, заключенное соглашение, помимо денег, принесло и хорошие политические дивиденды.

Основные добывающие предприятия расположены в Западной и Восточной Сибири (Юганскнефтегаз — 57% добычи), на Тимано-Печорском кряже. Также компании принадлежат 20% в проекте Сахалин –1, 50% «Томскнефть», 49,5% — «Удмуртнефть», 49,9 — «Славнефть», а с октября 2016 — 50% «Башнефть».

В структуру НК входит девять крупных НПЗ в Комсомольске, Ангарске, Ачинске, Куйбышеве, Саратове, Сызрани, Туапсе, Рязани. Кроме того она имеет 50% долю «Славнефть-Янос», и предприятие в Украине, а также владеет акциями 4 НПЗ в Германии. Кроме этого открыта сеть мини-НПЗ. Суммарный объем переработки в 2015 году на российских предприятиях составил 95 млн. тонн. Компания завершила комплекс работ по выпуску экологического бензина класса «ЕВРО-5».

Ангарский завод по производству полимеров: этилена, пропилена, бензола в 2015 году произвел 440 тонн продукции. Там же в 2016 году запускается установка проектной мощностью 600 т/год по производству катализаторов для бензина. НК «Роснефть» производит более 1 000 наименований индустриальных масел для турбин, компрессоров, трансформаторов, моторных масел и присадок для автомобилей и спецтехники.

«Роснефть» — занимает 3 место по добыче газа в России. Ее доля составляет по итогам 2015 года 20% в общем объеме добытых углеводородов. Основные месторождения сосредоточены в Тюменской области (рис. 2).

Рисунок 2. Действующие и проектируемые к освоению газовые месторождения на 2015 год.

Доля России в мировой добыче нефти составляет 20%, из них 6% приходится на НК «Роснефть». В объеме российского производства компания является лидером — 38%. Она занимает первое место в мире по разведанным запасам, и имеет самую низкую стоимость производства: 2,6 доллара/баррель (по итогам 2015 года). Несмотря на глобальное снижение нефтяных цен, в прошлом году компания нарастила добычу углеводородов, в том числе газа — на 10%.

Рисунок 3. Позиции в российской и мировой структуре добычи и переработки углеводородов. По данным отчетности НК «Роснефть» за 2014 год.

Http://moneymakerfactory. ru/spravochnik/rosneft/

Нефтяная компания Роснефть является государственным предприятием, включенным в перечень стратегических объектов России. Роснефть является признанным лидером нефтяной отрасли страны, а после вхождения в ее состав компании ТНК стала крупнейшей публичной нефтегазовой корпорацией мира.

Большая часть акций Роснефть (контрольный пакет) принадлежит государственному предприятию АО «Роснефтегаз». Другие, не находящиеся в свободном обращении акции, делят:

    Компания ВР; QHG Shares Pte. Ltd.; Федеральное агентство по управлению государственным имуществом.

Основной деятельностью компании является поиск и добыча углеводородов: нефти и газа, их переработка и реализация. Деятельность предприятия в основном сосредоточена на территории Российской Федерации, но имеются подразделения и в других странах.

В истории компании, как и любой другой крупной организации, есть и взлеты и падения. В начале 90-х годов 20-го века шло объединение отдельных государственных предприятий нефтегазовой отрасли. В результате было образовано предприятие Роснефтегаз, которое в скором времени преобразовали в Роснефть. В 1995 году государственное предприятие Роснефть стало акционерным обществом.

В конце 90-х годов, во время кризиса, компания была на грани банкротства, но смогла преодолеть все проблемы и постепенно стала наращивать производственные мощности. С начала 2000-х годов компания активно развивается и приобретает новые предприятия, расширяя свой штат и сферу влияния.

В 2013 году завершилась крупная сделка по приобретению крупного конкурента – компании ТНК-ВР. С этого момента Роснефть взошла на первое мести в мире среди публичных нефтяных компаний по запасам и объемам добычи углеводородов.

Деятельность компании в основном сосредоточена на территории Российской Федерации. Кроме того, добыча сырья проводится и в странах Юго-Восточной Азии и Латинской Америки, а сфера деятельности корпорации охватывает более 20 стран мира.

Наибольшее влияние Роснефть имеет в России. Материальная база предприятия содержит:

    13 крупнейших российских НПЗ; 3 нефтехимических предприятия; 4 газоперерабатывающих компании; 2 производства катализаторов; Сервисное предприятие; Имеются доли в 3-х НПЗ Германии и 1 в Белоруссии.

На главной странице официального сайта находится схематическая карта географии деятельности компании. По ней наглядно видно, что сфера деятельности Роснефть распространяется далеко за пределы России. По данной карте можно проследить расположение:

    Сети АЗК Компании; Геологоразведочные проекты; Газовые и нефтяные активы; Шельфовые участки; Зарубежные проекты; Порты присутствия и другое.

На конец 2016 года показатель запасов углеводородов НК Роснефть достиг значения 37 772 млн б. н.э. По итогам 2016 года ПАО «НК «Роснефть» лидирует среди сопоставимых публичных международных нефтегазовых компаний по органическому приросту запасов. Обеспеченность запасами сырья составила 19,9 лет.

Постоянно продолжаются геологоразведовательные работы. Так, в 2016 году было открыто 13 новых месторождений, а также 127 залежей углеводородов общим количеством 207 млн тонн нефтяного эквивалента.

    Западная Сибирь; Дальний восток; Восточная Сибирь; Центральная Россия, Тимано-Печора; Юг России; Акртические моря России – Карское и Баренцево; А также за пределами страны – В Казахстане, Вьетнаме, Бразилии, Венесуэле, Норвегии.

Роснефть занимает лидирующее место среди нефтегазовых компаний России и является крупнейшей в мире по запасам и добыче жидких углеводородов среди публичных нефтегазовых компаний. Стратегические приоритеты компании направлены на повышение уровня ресурсной базы и объемов переработки и реализации готовой продукции. Доля «Роснефти» в добыче нефти в Российской Федерации составляет около 40%, а в мировой добыче — более 5%.

По итогам 2016 года Компания установила очередной рекорд в добыче углеводородов, который составил более 265 млн тонн нефтяного эквивалента, что на 4,3% превышает уровень 2015 г. За 2016 г. Компания ввела в эксплуатацию 2 625 новых скважин (+43 % к 2015 г).

На данный момент предприятие Роснефть имеет 9 ключевых нефтеперерабатывающих заводов:

Куйбышевский завод; Новокуйбышевский; Комсомольский; Туапсинский; Саратовский НПЗ; Сызранский; Ачинский; Рязанская нефтеперерабатывающая компания; Ангарская нефтехимическая компания.

Кроме того, компания владеет долями во многих российских, украинских, белорусских, германских и других НПЗ. Также компания занимается производством катализаторов и масел как для легковых автомобилей, так и для грузовых и коммерческого транспорта, а также большой выбор индустриальных смазочных материалов.

Высокое качество производимой продукции, постоянная модернизация производства и внедрение инновационных методов разработки, добычи и переработки сырья, позволяют компании успешно конкурировать с лучшими российскими и зарубежными производителями.

По количеству автозаправочных станций Роснефть является лидером среди российских компаний. Географическое покрытие охватывает всю страну и выходит в страны ближнего зарубежья. В 66 регионах страны налажена успешная работа по реализации готовой продукции.

В розничную сеть предприятия входит около 3000 заправочных комплексов, в которых работает около 2000 магазинов и около 1000 кафе.

Компания занимается реализацией не только автомобильного топлива и масел, но и занимает лидирующие позиции на рынке авиационного топлива. Так, доля авиакеросина составляет более 30% российского рынка.

Руководство компанией четко понимает ценности развития столь крупного предприятия. Одним из главных активов любой компании, заинтересованной в дальнейшем развитии являются ценные рабочие кадры. Роснефть придерживается своих ориентиров развития и начинает подготовку своих будущих работников еще со школы. В рамках нескольких школ организованы энергетические классы с углубленным изучением инженерных предметов и специфики работы отрасли нефтепереработки.

Кроме этого среди студентов профильных вузов также постоянно проводится отбор лучших претендентов на работу в крупной компании. Стоит отметить, что работа в Роснефть считается очень престижной и вакансии редко простаивают в поисках соискателей. Актуальные вакансии Роснефть ищите на официальном сайте компании.

Любая крупная компания имеет стратегический план развития, придерживаясь которого рост идет максимально быстро и эффективно. Основными приоритетами работы компании Роснефть являются:

    Разведка и добыча месторождений углеводорода; Развитие технологий и сервисного сектора; Освоение шельфовых месторождений; Развитие газовой отрасти; Максимально эффективная переработка добытой нефти и нефтехимия; Реализация нефти и нефтепродуктов; Развитие бизнеса в зарубежных странах; Инновационная модернизация нефтегазовой отрасли; Промышленная безопасность, охрана труда и окружающей среды; Высокие корпоративные стандарты и условия работы в компании.

Роснефть – это энергичный, современный и яркий бренд. Компания на слуху у большей части населения России и стран ближнего зарубежья. Имидж Роснефть нарабатывался годами и сегодня это очень узнаваемый бренд. Главным символом Роснефти является ее логотип.

По официальной версии он обозначает перевернутый нефтяной бур, где черный цвет символизирует нефть, а золотой, соответственно – золото. Получается, значение логотипа – нефть превращается в золото. По оценкам экспертов бренд Роснефть стоит более $5 млрд.

Официальный сайт Роснефть это лицо компании и удобный инструмент для общения со своими клиентами. Дизайн сайта выполнен в фирменных желто-черно-оранжвых цветах компании.

На сайте представлена полная информация о текущей деятельности компании. Актуальные новости, пресс-релизы, интерактивная карта деятельности на мировой арене, сведения для инвесторов и акционеров компании.

Соискатели работы найдут здесь последние вакансии предприятия и дочерних отделений.

Заинтересованные лица получат полную информацию из многочисленных отчетов и презентаций, а также из раздела раскрытие информации.

На сегодняшний день нефтяная компания Роснефть – это мощная и современная команда профессионалов, руководство которой четко понимает цели развития предприятия и пути их эффективного достижения.

С мая 2017 года на АЗС Роснефть, ТНК, ВР и Башнефть появилась возможность бесконтактного платежа посредством мобильного телефона – Android Pay. Это инновационная технология позволяет заправлять автомобиль с помощью своего смартфона. Чтобы воспользоваться Android Pay, необходимо скачать соответствующее приложение и привязать к нему карту банка, подключенного к системе.

Постоянно идет обновление оборудования. Так например, в 2017 году более 1300 заправочных комплексов были оборудованы кассовыми аппаратами, которые самостоятельно передают всю необходимую информацию о расчетах в налоговые органы. На заправках появляются новые модули, позволяющие водителям самостоятельно заправлять свои автомобили газомоторным топливом.

Http://neft-rf. ru/

Нефтеперерабатывающие предприятия "Роснефти" за счет внедрения программы энергосбережения сэкономили 247 тыс. тонн условного топлива за семь месяцев 2016 года, Сообщает Пресс-служба НК.

Общий эффект программы энергосбережения, внедряемой на предприятиях нефтегазодобычи и нефтепереработки, составил за рассматриваемый период 690 тыс. тонн условного топлива, что на 16% выше уровня прошлого года. В денежном эквиваленте экономия составила почти 4,8 млрд рублей. Для сравнения: примерно столько же электроэнергии потребляет в течение года Псковская область.

"Рост показателей энергоэффективности обеспечен благодаря реализации мероприятий по оптимизации режима работы технологических объектов, внедрению энергоэффективного оборудования и технологий, – отмечает пресс-служба. – "Роснефть" продолжает планомерно проводить политику снижения себестоимости производства".

На сегодняшний день "Роснефть" считается одним из крупнейших потребителей энергетических ресурсов в России, занимая более 3% в энергобалансе страны. Программа энергосбережения на предприятиях компании рассчитана на 2016-2020 годы. Она предполагает проведение ежегодных внутренних проверок дочерних обществ по работоспособности системы энергоменеджмента с внедрением лучших практик. Специализированное подразделение компании изыскивает резервы в текущей деятельности предприятий по повышению энергоэффективности, работники компании инициируют рационализаторские предложения по энергосбережению.

В состав "Роснефти" входят девять основных нефтеперерабатывающих заводов в ключевых регионах: Комсомольский, Туапсинский, Куйбышевский, Новокуйбышевский, Сызранский, Ачинский, Саратовский НПЗ, Рязанская нефтеперерабатывающая и Ангарская нефтехимическая компания. Кроме того, компании принадлежит 50%-ая доля в ОАО "Славнефть-ЯНОС" и 95% ЧАО "ЛИНИК" (Украина). Суммарная проектная мощность основных нефтеперерабатывающих предприятий на территории России составляет 95,1 млн тонн нефти в год.

Также РН владеет долями в нескольких мини-НПЗ на территории России, объем переработки на которых в 2015 году составил 1,9 млн тонн. Крупнейшим среди мини-НПЗ является Нижневартовское нефтеперерабатывающее объединение.

Http://arsenalgroup. ru/news/2326

Компания “Роснефть” была создана в 1993 году на базе активов, выделенных из Российской государственной нефтегазовой корпорации “Роснефтегаз”.

В 1995 году было образовано акционерное общество “Нефтяная компания “Роснефть” в соответствии с постановлением правительства Российской Федерации № 971 от 29 сентября 1995 года. Добывающий сектор “Роснефти” был представлен предприятиями “Пурнефтегаз”, “Сахалинморнефтегаз”, “Краснодарнефтегаз”, “Ставропольнефтегаз”, “Дагнефть”, “Калмнефть”, “Термнефть” и “Архангельскгеолдобыча”. Компания получила три нефтеперерабатывающих завода – “Краснодарнефтеоргсинтез”, Комсомольский и Туапсинский НПЗ, а также сбытовые предприятия, несколько сервисных и проектных организаций.

Конфликт между компаниями начался в 1995 году, после того, как распоряжением правительства РФ пакет акций “Пурнефтегаза” был изъят из уставного капитала “Сиданко” и передан “Роснефти”. Стороны подали несколько исков в суды различных инстанций, по которым было вынесено 8 решений, из них 6 – в пользу “Роснефти” и 2 – в пользу “Сиданко”.

7 октября 1997 года “Роснефть” и “Сиданко” подписали мировое соглашение, согласно которому “Сиданко” отказалась от права собственности на “Пурнефтегаз” в пользу “Роснефти”.

В начале 1997 года Госкомимущество РФ подготовило план приватизации НК “Роснефть”. Согласно плану, 51% акций “Роснефти” предполагалось закрепить в госсобственности на 3 года, небольшое количество акций распределить среди сотрудников компании, а остальные акции продать инвесторам.

4 сентября 1997 года правительство РФ выпустило постановление №1134, утверждающее порядок реализации акций “Роснефти”. Для повышения интереса к приватизации компании правительство решило отказаться от закрепления контрольного пакета в федеральной собственности. По скорректированному плану около 4% акций должно было достаться трудовому коллективу, а остальные 96% проданы на аукционах.

Постановление правительства не устанавливало конкретных сроков проведения аукционов. Сначала продажу акций планировалось осуществить до конца 1997 года, но впоследствии дата проведения торгов неоднократно переносилась на более поздний срок. В конце 1997 года на мировом фондовом рынке произошел резкий спад, в результате чего инвесторы снизили интерес к приобретению новых активов. Проведение аукционов было решено отложить до улучшения конъюнктуры рынка.

В июне 1998 года РФФИ приступил к приёму заявок на участие в конкурсе по продаже акций НК “Роснефть”. Инвесторам был предложен пакет в размере 75% и одной акции “Роснефти”. Стартовая стоимость продаваемого пакета была установлена в размере 9 862,4 млн рублей ($1,6 млрд). В августе 1998 года в России случился финансовый кризис. На фоне отказа России от исполнения обязательств по обслуживанию своих долгов было очень сложно найти покупателя акций российской компании. Торги не состоялись.

В конце 1997 года “Роснефть” продала “ЛУКОЙЛу” контрольный пакет акций ОАО “Архангельскгеолдобыча”. Предприятию принадлежали лицензии на разработку ряда месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. В собственности “Роснефти” осталось 25% акций “Архангельскгеолдобычи”.

В 90-е годы финансовое положение “Краснодарнефтеоргсинтеза” неуклонно ухудшалось. Проблемы предприятия начались ещё до того, как была создана НК “Роснефть”. До 1990 года “Краснодарнефтеоргсинтез” объединял два завода – Краснодарский НПЗ и Афипский ГПЗ. Краснодарский НПЗ осуществлял переработку нефти, которая поступала по двум веткам, соединяющим завод с магистралями, идущими из Сибири на Новороссийск и Туапсе. Афипский ГПЗ получал по железной дороге малосернистый конденсат из Туркменистана и прямогонный бензин с Краснодарского НПЗ. В начале 90-х “Краснодарнефтеоргсинтез” принял участие в создании российско-австрийского СП “КраснодарЭкоНефть”, которому был передан Краснодарский НПЗ. С этого момента Афипский ГПЗ стал испытывать нехватку сырья. После того, как Краснодарский НПЗ вышел из состава “Краснодарнефтеоргсинтеза”, поступление прямогонного бензина с НПЗ сократилось. В дополнение к этому, Туркменистан, обретя независимость, вообще прекратил поставку своего сырья на завод. Загрузка мощностей ГПЗ снизилась до 11-15%. Дизтопливо и бензин, выпускаемые Афипским ГПЗ, в основном поставлялись местным аграриям, не обладающим высокой платежеспособностью. В 1997 году “Краснодарнефтеоргсинтез” был признан банкротом и его единственный актив – Афипский ГПЗ был выставлен на продажу. Аукцион по продаже Афипского ГПЗ состоялся в конце 2000 года. Заявки на участие в торгах подали “Роснефть”, ТД “Фрезер” и “Профит-4”. Победителем аукциона была признана компания “Профит-4”, предложившая за имущество “Краснодарнефтеоргсинтеза” $10,8 млн. Не обладая возможностью обеспечить загрузку Афипского ГПЗ, “Роснефть” не стала бороться за этот завод. Перевозка газового конденсата с сибирских месторождений “Роснефти” по железной дороге была экономически не эффективной из-за высоких расходов на транспортировку.

В начале 1996 года “Роснефть” взяла кредит у МАПО-банка, который должен был быть погашен “Московским производственным комбинатом автообслуживания” (МПКА). Комбинат не смог погасить кредит и МАПО-банк предъявил претензии “Роснефти”. Нефтяная компания отказалась выплатить долг, после чего в обеспечение иска был арестован контрольный пакет акций “Пурнефтегаза” (38% от общего числа акций, 51% голосующих). 11 сентября 1998 года пакет был выставлен на торги и приобрётен ООО “Феникс”, ООО “Европейско-Сибирская нефтяная компания”, ЗАО “МАК-Центр” и ЗАО “ПАКК-Инвест” за $10 млн.

“Роснефть” стала оспаривать сделки в суде, доказывая, что стоимость контрольного пакета “Пурнефтегаза” значительно превышает цену, за которую он был продан. При продаже акций “Пурнефтегаза” не проводился открытый конкурс, что является нарушением закона “Об исполнительном судопроизводстве”. Суд признал правоту “Роснефти” и сделки были расторгнуты.

В середине 1998 года финансовое положение “Роснефти” ухудшилось настолько, что Мингосимущество РФ, Российский фонд федерального имущества и Минтопэнерго РФ приняли совместное решение о поиске внешней управляющей компании. Основными претендентами на эту вакансию были “Евросевернефть” и “Группа Альянс”. 11 июля 1998 года государство сделало свой выбор – вывод “Роснефти” из кризиса был поручен “Группе Альянс”. Однако совет директоров “Роснефти” отказался подписывать договор о передаче функций управления с “Группой Альянс”, фактически саботируя решение правительства РФ. “Группа Альянс” сложила с себя полномочия управляющей организации, объяснив свой поступок невозможностью нормально работать в условиях конфронтации с советом директоров.

28 августа 1998 года исполняющим обязанности президента НК “Роснефть” был назначен заместитель министра топлива и энергетики Сергей Чижов. К этому моменту управление компанией было практически потеряно, задолженность стремительно росла. “Роснефть” утратила контроль над 19 из 30 дочерних предприятий. За долги материнской компании были арестованы и подготовлены к продаже контрольные пакеты акций “Сахалинморнефтегаза”, “Краснодарнефтегаза”, “Ставропольнефтегаза”, “Термнефти”, Туапсинского НПЗ. Ещё в десятке предприятий пакеты акций, принадлежащие холдингу, были размыты, а представители материнской компании оказались в меньшинстве в советах директоров. 14 октября 1998 года президентом НК “Роснефть” был назначен вице-президент компании и генеральный директор “Сахалинморнефтегаза” Сергей Богданчиков. 26 ноября 1998 года С. Богданчиков и президент ОАО “Группа Альянс” Зия Бажаев подписали генеральное соглашение о сотрудничестве. Соглашение предусматривало, что “Альянс” будет оказывать “Роснефти” консалтинговые услуги по корпоративным, юридическим, финансовым и информационным вопросам. После смены руководства финансовое состояние компании стало улучшаться. В последующие годы “Роснефти” удалось восстановить контроль над большей частью своих дочерних предприятий.

В 1999 году стало очевидно, что продажа “Роснефти” сильно затянулась. Несмотря на все усилия, за 3 года правительство так и не смогло найти покупателя, готового заплатить за “Роснефть” требуемую сумму. Поняв, что выбран не самый лучший момент для продажи акций, правительство решило испробовать другой вариант реформирования нефтяной компании. Идея о возможности объединения остатков государственной собственности в нефтяной отрасли была озвучена еще в конце 1998 года. В 1999 году Минтопэнерго разработало план создания объединенной компании, которую решено было назвать “Госнефтью”. В ее состав планировалось передать контрольные пакеты акций “Роснефти”, “ОНАКО” и “Славнефти”.

В 1998 году “Роснефть” и ВР заключили Соглашение об альянсе в целях производства поисково-разведочных работ и добычи углеводородов по проекту “Сахалин-5”. В июне 2004 года партнёры учредили управляющую компанию Alvary Neftegaz. “Роснефть” получила 51% в управляющей компании, BP – 49%.

Проект “Сахалин-5” предусматривает освоение Восточно-Шмидтовской и Кайганско-Васюканской контрактных площадей. Прогнозные ресурсы нефти – 600 млн тонн, газа – 500 млрд куб. м. Проект реализуется на условиях СРП.

В 1999 году компания ARCO, совместно с “Роснефтью” и “Сахалинморнефтегазом” принимавшая участие в реализации проекта “Сахалин-4”, объявила об отказе продолжить участие в финансировании поисково-разведочных работ. До этого американской компании принадлежало 49% в проекте, а российские участники имели по 25,5%. После того, как ARCO вышла из проекта, доли участия разделились между “Роснефтью” и её дочерним предприятием поровну.

В 1999 году НК “Роснефть” подписала соглашение о продаже 20% участия в проекте “Сахалин-1” индийской компании Oil and Natural Gas Company. Одним из условий продажи является обязательство ONGC финансировать не только свою долю в проекте, но и долю “Роснефти”. Проект “Сахалин-1” находился на начальной стадии и требует значительных инвестиций. Финансовые возможности “Роснефти” не позволяли в полном объёме выполнять обязательства по внесению средств в бюджет проекта.

Индийская компания заплатила “Роснефти” $225 млн за 20%-ную долю в “Сахалине-1” и выплатила $90 млн в качестве возмещения расходов, понесённых “Роснефтью” на ранних этапах реализации проекта.

После завершения сделки доли участия в проекте распределились следующим образом: Exxon – 30%, Sodeco – 30%, “Роснефть” – 20%, ONGC – 20%.

В октябре 2001 года ОАО “НК “Роснефть” и ОАО “Газпром” подписали соглашение о совместном освоении ряда нефтяных и газовых месторождений, расположенных в Ямало-Ненецком автономном округе и на шельфе Печорского и Баренцева морей. В 2002 году ЗАО “Росшельф” от лица “Газпрома” и ОАО “НК “Роснефть-Пурнефтегаз” от лица “Роснефти” учредили ЗАО “Севморнефтегаз”. Стороны получили равные доли в уставном капитале предприятия. В декабре 2002 года “Севморнефтегаз” получил лицензии на пользование недрами Приразломного и Штокмановского месторождений.

В декабре 2004 года “Роснефть” продала “Газпрому” свою долю ЗАО “Севморнефтегаз”.

В 2001 году “Роснефть” вошла в проект по разведке и разработке запасов Адайского блока (Казахстан). Доля “Роснефти” в проекте – 50%, Sinopec – 50%. Проект реализуется на основе Соглашения о разделе продукции.

В 2000 году “Роснефти” было поручено провести восстановление нефтегазовых объектов на территории Чеченской Республики. В соответствии с постановлением правительства РФ № 844 от 4 ноября 2000 года компания зарегистрировала ОАО “Грознефтегаз”. Предприятие получило временные лицензии на эксплуатацию 24 чеченских месторождений. На начало восстановительных работ на территории Чеченской Республики открыто фонтанировало 37 скважин, из них 28 горели. В сотрудничестве с Южнороссийской противофонтанной военизированной частью специалисты “Грознефтегаза” сумели в сжатые сроки погасить факелы и заглушить фонтанирующие скважины. В 2001 году началась промышленная добыча сырья на восстановленных скважинах.

В конце 2002 года правительство России объявило, что не намерено в ближайшие годы осуществлять приватизацию “Роснефти”. Новая политика государства в отношении “Роснефти” основана на сохранении полного контроля над компанией. Правительство решило использовать “Роснефть” в качестве уполномоченной организации при подготовке и реализации соглашений о разделе продукции. Кроме того, статус госкомпании позволяет привлекать “Роснефть” для выполнения специализированных программ. В частности, компании поручено осуществлять восстановление нефтяной промышленности Чеченской Республики.

“Роснефть” и “Сургутнефтегаз” в 2002 году объявили о намерении построить нефтеперерабатывающий завод в г. Приморске Ленинградской области. Предполагалось, что завод будет перерабатывать 10 млн тонн нефти в год. “Роснефть” и “Сургутнефтегаз” планировали участвовать в проекте на паритетных условиях.

В 2005 году компании приняли решение отказаться от реализации проекта.

В марте 2001 года консорциум в составе НК “Роснефть” и ОАО “Стройтрансгаз” был признан победителем международного тендера на разведку и разработку блока “245-Юг”. В мае 2001 года вступил в силу контракт на освоение блока, подписанный на условиях раздела продукции между операционной компанией “Роснефть-Стройтрансгаз Лтд” и выступающей от лица правительства Алжира национальной нефтегазовой компанией Sonatrach.

В мае 2002 года аффилированные с “Роснефтью” структуры выкупили у группы “Спутник” около 6% акций ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз”. В результате сделки пакет акций “Пурнефтегаза”, контролируемый “Роснефтью”, достиг 85%.

Консорциум Colombia Energy с участием НК “Роснефть” 25 декабря 2002 года получил первую нефть на месторождении Сурориенте, расположенном на юге Колумбии.

Доли участия в Colombia Energy распределились следующим образом: НК “Роснефть” – 45%, Petrotesting Colombia SA – 27,5%, Holsan Chemicals Ltda – 27,5%. В 2001 году консорциум выиграл тендер на разработку месторождения. Прогнозные запасы жидких углеводородов на Сурориенте оценивались в 100 млн баррелей.

В июне 2003 года “Роснефть” приобрела контрольный пакет акций “Северной нефти” за $600 млн. На момент совершения сделки “Северная нефть” владела лицензиями на освоение 15 нефтяных месторождений в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Наиболее важными из них являются месторождения Вала Гамбурцева (Нядейюское, Хасырейское и Черпаюское) и Баганская группа (Баганское, Южно-Баганское и Северо-Баганское месторождения).

В 2003 году НК “Роснефть” приобрела Anglo-Siberian Oil Company, контролировавшей ООО “Енисейнефть” и ООО “Таймырнефть”. “Енисейнефть” владело лицензией на Ванкорское месторождение, “Таймырнефть” являлось держателем лицензии на Северо-Ванкорское месторождение. На базе купленных активов было создано ЗАО “Ванкорнефть”. В 2004 году НК “Роснефть” приобрела 100% Losiem Commercial, владеющей 41% ООО “Енисейнефть”. В результате сделки “Роснефть” увеличила свою долю в ООО “Енисейнефть” до 99%.

В 2003 году “Роснефть” приобрела контрольные пакеты акций ЗАО “Селькупнефтегаз” и ЗАО “Пуровская нефтяная компания”. Этим предприятиям принадлежали лицензии на разработку месторождений Кынско-Часельской группы. “Селькупнефтегаз” и “Пуровская нефтяная компания” вошли в состав ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз”.

В январе 2005 года ОАО “НК “Роснефть-Пурнефтегаз” объявило о ликвидации “Пуровской нефтяной компании”.

В июле 2005 года “Роснефть” приобрела у “НОВАТЭКа” 34% акций ОАО “Селькупнефтегаз” и получила единоличный контроль над предприятием.

В 2003 году “Роснефть” и “ЛУКОЙЛ” подписали ряд договоров о купле-продаже добывающих активов. “Роснефть” выкупила у “ЛУКОЙЛа” 13,6% акций ЗАО “Росшельф” и 30% участия в ООО “Компания Полярное сияние”. “ЛУКОЙЛ”, в свою очередь, приобрёл у “Роснефти” 25,5% ОАО “Архангельскгеолдобыча”.

В 2003 году “Роснефть” подготовила план модернизации Туапсинского НПЗ. Модернизация НПЗ позволила предприятию перерабатывать сырье с повышенным содержанием серы. Необходимость переоборудования Туапсинского НПЗ вызвана решением “Транснефти” объединить транспортные потоки в трубопроводах Холмогоры-Клин и Сургут-Полоцк. В результате качество сырья, поступающего на завод, значительно ухудшилось. Оборудование Туапсинского НПЗ проектировалось в расчёте на переработку малосернистой нефти, которая поставлялась по маршруту Холмогоры-Клин отдельно от более тяжелой нефти.

В 2003 году НК “Роснефть” приняла решение о выходе из состава акционеров ряда предприятий, занимающихся непрофильными видами деятельности. На продажу выставлены доли компании в ОАО “ГИВЦнефтегаз”, ОАО “Роснефть-ЦКБ АСУнефтепродукт” и ОАО “Роснефтеимпекс НК “Роснефть”.

Проведена ликвидация находящегося в состоянии банкротства ОАО “Роснефть-Нефтекомплект”, прекращена деятельность ЗАО “Роснефть-Югшельф”, функции которого ранее были переданы другим компаниям с участием “Роснефти”. Для оптимизации работы сбытовой сети компания произвела слияние “Архангельскнефтепродукта” и “Севернефтесервиса” в единую структуру под названием ОАО НК “Роснефть-Архангельскнефтепродукт”, а ООО “Роснефть-Краснодарская нефтебаза” присоединила к ОАО НК “Роснефть-Кубаньнефтепродукт”.

В начале 2004 года было создано российско-туркменское совместное предприятие “Зарит”. Уставный капитал ЗАО “Зарит” распределился следующим образом: “Роснефть” – 31%, “Газхиминвест” – 31%, “Зарубежнефть” – 23%, “Туркменнефть” – 15%.

Предприятие планировало подписать соглашения с правительством Туркменистана на разработку 29-го, 30-го и 31-го блоков на туркменском шельфе Каспийского моря. Однако, в процессе переговоров возникли трудности и подписание соглашений было отложено на неопределённый срок.

В 2004 году НК “Роснефть” ввела в действие новую схему экспорта нефти и газового конденсата через Архангельский морской порт. Компания установила на рейде в районе Мурманска танкер-накопитель “Белокаменка” дедвейтом 360 тыс. тонн. Танкер был зафрахтован “Роснефтью” у норвежской компании Bergesen D. Y. Shipping сроком на 20 лет с правом последующего выкупа.

Доставка нефти на накопитель осуществляться небольшими танкерами-челноками грузоподъемностью 15-80 тыс. тонн, после чего нефть перегружается на суда водоизмещением 150 тыс. тонн для вывоза нефти на внешний рынок.

В 2004 году “Роснефть” объединила предприятия, работающие в Краснодарском крае. ОАО “Роснефть-Краснодарнефтегаз”, добывающая часть ОАО “НК “Роснефть-Термнефть” и ООО “Югнефтегаз” слились в одно общество – ОАО “Роснефть-Краснодарнефтегаз”.

Объединение добывающих предприятий Краснодарского края завершило процесс возвращения “Краснодарнефтегаза” в состав компании. “Роснефть” потеряла контроль над этим предприятием в середине 90-х годов. После того, как в октябре 1998 года на должность президента “Роснефти” был назначен Сергей Богданчиков, компания начала предпринимать усилия по возврату утраченных активов. “Роснефть” скупала акции “Краснодарнефтегаза” на фондовом рынке и напрямую у миноритарных акционеров. В результате удалось снова собрать контрольный пакет акций предприятия. В начале 2005 года “Роснефть” довела свою долю в ОАО “Роснефть-Краснодарнефтегаз” до 95,46%.

В конце 2003 года “Газпром”, “Роснефть” и “Сургутнефтегаз” создали консорциум для работы в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Стороны договорились объединить усилия по освоению месторождений нефти и газа, а также совместно создать систему газоснабжения потребителей на основе взаимных интересов.

Для каждого отдельного проекта в рамках консорциума будет определяться индивидуальная организационно-правовая форма и структура собственности, при этом координирующие функции будет выполнять единый Управляющий комитет.

В 2004 году “Северная нефть” приняла решение о ликвидации дочерних предприятий ООО “Северная нефть-Инта”, ЗАО “ТимПеК” и ЗАО “Возей-добыча”. Доля “Северной нефти” в уставном капитале ООО “Северная нефть-Инта” составляла 100%, ЗАО “ТимПеК” – 100%, ЗАО “Возей-добыча” – 50%.

В середине 2004 года НК “Роснефть” получила 10 лицензий на геологическое изучение участков недр в Восточной Сибири. В частности, компании предоставлено право вести поисковые работы на 6 участках в Туруханском районе Красноярского края, прилегающих с юга к Ванкорскому месторождению: Западно-Лодочном, Восточно-Лодочном, Советском, Полярном, Нижнебайхском и Лебяжьем. Ещё 4 участка находятся на территории Усть-Енисейского района Таймырского автономного округа – Байкаловский, Проточный, Песчаный и Самоедовский. Участки расположены вдоль трассы проектируемого нефтепровода Ванкор-Диксон.

В 2004 году “Роснефть” и Korea National Oil Corporation подписали меморандум о взаимопонимании по совместному освоению Венинского блока (“Сахалин-3”) и участка Западно-Камчатского шельфа Охотского моря. Стороны запланировали создание совместных предприятий, которые станут держателями лицензий на разведку и добычу углеводородов.

Прогнозные ресурсы участка Западно-Камчатского шельфа оцениваются предварительно в 900 млн тонн условного топлива на 26 перспективных структурах.

НК “Роснефть” получила контрольный пакет акций Туапсинского НПЗ. В декабре 2004 года компания приобрела 40% акций предприятия, увеличив принадлежащий ей пакет акций до 79,53%. Компания подготовила программу глубокой реконструкции Туапсинского НПЗ стоимостью $700 млн. Президент “Роснефти” Сергей Богданчиков отметил, что “капитальная модернизация НПЗ – это фактически строительство нового завода”. По его словам, устаревшее оборудование будет не ремонтироваться, а полностью заменяться на новое.

Согласно указу президента Российской Федерации №1009 от 4 августа 2004 года “Роснефть” была включена в перечень стратегических предприятий с долей государственного участия 100%. Доли государства в капитале компаний, включённых в перечень, не могут быть сокращены без предварительного включения компаний в приватизационный план. Кроме того, статус компании стратегического значения предусматривает особые условия в случае банкротства или ликвидации.

В конце декабря 2004 года НК “Роснефть” купила 100% ООО “Байкалфинансгруп”, которое 19 декабря 2004 года года было признано победителем аукциона по продаже пакета акций “Юганскнефтегаза”. 31 декабря на счёт РФФИ поступили 211,4 млрд рублей, после чего пакет акций основного добывающего предприятия “ЮКОСа” перешел новому владельцу. С учётом ранее внесённого задатка, стоимость приобретения 76,79% акций “Юганскнефтегаза” составила 260,75 млрд рублей. В тот же день состоялось собрание акционеров “Юганскнефтегаза”, на котором было принято решение о досрочном расторжении договора с управляющей компанией ЗАО “ЮКОС ЭП”. Новым генеральным директором “Юганскнефтегаза” был назначен Владимир Бульба, ранее возглавлявший ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз”.

Осенью 2004 года правительство РФ приняло решение о передаче на баланс “Газпрома” государственного пакета акций “Роснефти”. В результате проведения этой сделки “Роснефть” станет 100%-ным дочерним предприятием “Газпрома”, а доля государства в уставном капитале объединённой компании превысит 50%, что позволит восстановить акционерный контроль над ОАО “Газпром”, утраченный в результате приватизации. Объединённая компания получила название “Газпромнефть”. 2 ноября 2004 года состоялась государственная регистрация ООО “Газпромнефть”. Главой “Газпромнефти” назначен президент “Роснефти” Сергей Богданчиков.

В начале 2005 года президент НК “Роснефть” Сергей Богданчиков заявил о необходимости внести изменения в схему по слиянию компаний. “Если в ноябре “Роснефть” предполагала, что добыча в 2005 году составит примерно 25 млн тонн нефти, то сейчас это компания, которая за год добудет 78-79 млн тонн. Объективно, это совершенно другой актив. Поэтому, наверное, схема, которая предполагалась раньше, должна быть трансформирована”, – заявил С. Богданчиков. Летом 2005 года правительство РФ оказалось от планов по слиянию “Роснефти” и “Газпрома”. Было решено, что государство выкупит недостающие акции “Газпрома” у его дочерних предприятий. Денежные средства для приобретения акций “Газпрома” решено получить за счёт приватизации “Роснефти”.

В 2005 году участники освоения Венинского блока в рамках проекта “Сахалин-3” зарегистрировали операционную компанию ООО “Венинефть”. НК “Роснефть” получила 49,8% ООО “Венинефть”, ОГУП “Сахалинская нефтяная компания”, представляющая интересы областной администрации – 25,1%, Sinopec – 25,1%.

Запасы Венинского блока оцениваются в 114 млн тонн нефти и 315 млрд куб. м газа.

В конце 2005 года “Роснефть” достигла соглашения с “Интерросом” о покупке принадлежащего ему пакета акций “Верхнечонскнефтегаза”, составляющего 25,94% от уставного капитала предприятия.

ОАО “Верхнечонскнефтегаз”, бывшее дочернее предприятие ОАО “РУСИА Петролеум”, в 2002 году выделено в отдельное юридическое лицо по инициативе основных акционеров “РУСИА Петролеум”. Предприятие занимается разработкой Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного в Катангском районе Иркутской области.

В начале 2005 года НК “Роснефть” выиграла аукционы на право разведки и добычи нефти и газа на Туколандском, Вадинском, Пендомаяхском перспективных нефтегазоносных участках в Красноярском крае.

За Туколандский участок компания предложила 429 млн рублей, за Вадинский участок – 2 118 млн рублей. Пендомаяхский участок был приобретен за 2 828 млн рублей. Прогнозные извлекаемые запасы Туколандского участка составляли 23,2 млн тонн, Вадинского – 14,4 млн тонн, Пендомаяхского – 9,7 млн тонн.

Все приобретённые участки находятся в непосредственной близости от Ванкорского месторождения.

В 2005 году НК “Роснефть” увеличила долю в ОАО “НК “Роснефть-Туапсенефтепродукт” до 68,24% уставного капитала (89,93% голосующих акций). Ранее “Роснефти” принадлежало 38% уставного капитала “Туапсенефтепродукта” (50,67% голосующих акций).

6 июля 2005 года было подписано Соглашение о разделе продукции по структуре “Курмангазы”. Перспективная структура Курмангазы (ранее – Кулалинская) расположена на границе России и Казахстана. Чтобы разрешить территориальный спор, стороны приняли решение о совместной разработке месторождения. Извлекаемые ресурсы нефти по структуре оцениваются в пределах от 550 до 1 800 млн тонн. В качестве “базового варианта” принята цифра 980 млн тонн.

Разработку месторождения осуществляет российско-казахстанский консорциум, в котором “Роснефти” принадлежит 25%, “КазМунайГазу” – 50%. Оставшиеся 25% в проекте пока не распределены, на этапе разведочных работ “Роснефть” выполняет обязательства по этой доле.

В 2006 году “Роснефть” стала победителем двух аукционов, приобретя лицензии на право разработки двух нефтегазовых участков в Иркутской области – Могдинского и Санарского. Ресурсы Могдинского участка категории Д1 оценивались в 74,2 млн тонн нефти и 56,1 млрд куб. м газа. За лицензию на этот участок компания заплатила 1,3 млрд рублей. Ресурсы Санарского участка категории Д1 оценивались в 70,5 млн тонн нефти и 73,8 млрд куб. м газа. Цена лицензии на этот участок в ходе торгов составила 1,2 млрд рублей.

Приобретенные “Роснефтью” участки прилегают к Восточно-Сугдинской площади и Верхнечонскому нефтегазоконденсатному месторождению, недропользователем которых является “Роснефть”.

Прогнозные ресурсы категории Д1 Кулиндинского участка оценивались 200 млн тонн нефти.

Кулиндинский участок расположен в отдалении от магистральных трубопроводов.

В июне 2006 года НК “Роснефть” приобрела 97,5% акций ОАО “Находкинский нефтеналивной морской торговый порт” у ОАО “НК “Альянс”.

Находкинский нефтепорт расположен в бухте Новицкого на западном берегу залива Находка и является крупнейшим специализированным морским торговым портом на тихоокеанском побережье РФ. Нефтепорт открыт для навигации круглый год и не требует ледокольного сопровождения для проводки судов в период ледостава.

14 июля 2006 года состоялось первичное размещение акций (IPO) “Роснефти”. В ходе IPO было продано 14,8% акций нефтяной компании на общую сумму $10,4 млрд. Размещение прошло по $7,55 – почти по верхней границе установленного ценового коридора ($5,58-7,85 за акцию). По объёму привлечённых средств IPO “Роснефти” заняло 1-е место в России и 5-е место в мире.

Стратегические инвесторы приобрели 21% размещённых бумаг, международные портфельные инвесторы – 36%, российские инвесторы – 39%, российские частные лица – 4%. Среди крупнейших покупателей акций “Роснефти” – BP ($1 млрд), Petronas ($1,1 млрд), CNPC ($500 млн). Крупные пакеты акции купили Shell и ONGC. Акционерами компании стали 115 тыс. россиян, подавшие заявки на общую сумму $750,5 млн.

17 июля 2006 года начались вторичные торги акциями “Роснефти” в “Российской торговой системе”, 19 июля – на Фондовой бирже ММВБ и Лондонской фондовой бирже.

1 октября 2006 года ОАО “НК “Роснефть” завершило консолидацию 12 дочерних предприятий. В рамках консолидации к “Роснефти” присоединены: ОАО “НК “Роснефть-Краснодарнефтегаз”, ОАО “НК “Роснефть-Пурнефтегаз”, ОАО “НК “Роснефть-Сахалинморнефтегаз”, ОАО “НК “Роснефть-Ставропольнефтегаз”, ОАО “Юганскнефтегаз”, ОАО “Северная нефть”, ОАО “Селькупнефтегаз”, ОАО “НК “Роснефть-Комсомольский НПЗ”, ОАО “НК “Роснефть-Туапсинский НПЗ”, ОАО “НК “Роснефть-Архангельскнефтепродукт”, ОАО “НК “Роснефть-Находканефтепродукт” и ОАО “НК “Роснефть-Туапсенефтепродукт”.

В Единый государственный реестр юридических лиц внесены записи о ликвидации всех перечисленных предприятий. В ходе обмена акций дочерних предприятий на акции объединённой компании миноритарные акционеры получили 11% от уставного капитала “Роснефти”, на долю НК “ЮКОС” пришлось 9,75% акций “Роснефти”.

НК “Роснефть” объединила сервисные предприятия в рамках единой структуры ООО “РН-Бурение”.

“РН-Бурение” создано в марте 2006 года в соответствии с решением Совета директоров Роснефти об оптимизации сервисного блока компании. Во II квартале 2006 года произошла передача буровых и прочих вспомогательных активов из дочерних добывающих компаний. В III квартале проведена консолидация буровых подразделений ООО “Пурнефтегаз-Бурение”, ООО “Краснодарнефтегаз-Бурение” и ООО “Краснодарнефтегаз-Сибирь” путём присоединения к “РН-Бурение”.

22 ноября 2006 года ОАО “НК “Роснефть” и ВР подписали акционерные операционные соглашения в отношении совместной деятельности на Западно-Шмидтовском (“Сахалин-4”) и Восточно-Шмидтовском (“Сахалин-5”) лицензионных участках. Проекты будут реализовываться на условиях действующей системы налогообложения (без применения СРП). Доли сторон: “Роснефть” – 51%, ВР – 49%. Операционное управление проектами передано совместной компании ЗАО “Элвари Нефтегаз”. ВР приняла на себя финансирование геологоразведочных работ на обоих участках, включая бурение шести скважин, с последующей компенсацией понесенных затрат из доли добычи НК “Роснефть”.

Лицензии на разработку Восточно-Шмидтовского и Западно-Шмидтовского участков принадлежат дочерним предприятиям “Роснефти” ЗАО “Восток-Шмидт Нефтегаз” и ЗАО “Запад-Шмидт Нефтегаз”.

ОАО “АК “Транснефть”, ОАО “НК “Роснефть” и ОАО “Газпром нефть” учредили компанию для реализации проекта по строительству нефтепровода Бургас-Александруполис. ООО “Трубопроводный Консорциум “Бургас-Александруполис” зарегистрировано 18 января 2007 года. Доля “Транснефти” в созданном консорциуме составляет 33,34%. Двум другим участникам – “Роснефти” и “Газпром нефти” – принадлежит по 33,33%.

Основные функции консорциума “Бургас-Александруполис” – осуществление полномочий единого акционера от РФ в “Международной проектной компании”. Российским компаниям в “Международной проектной компании” принадлежит 51% акций, оставшиеся 49% поделили между собой Болгария и Греция. Греческая доля в проектной компании распределена между консорциумом компаний Hellenic Petroleum и Thraki (23,5%) и правительством Греции (1%), долей в размере 24,5% в общем проекте владеет болгарская компания “Бургас-Александруполис БГ”, участниками которой являются Technoexportstroy и газовая корпорация АО “Булгаргаз”.

Проектом предусматривается строительство нефтепровода протяженностью 280 км, соединяющего морские терминалы в Бургасе и Александропулисе. Мощность системы составит 35-50 млн тонн в год. Предусмотрена возможность последовательной перекачки нефти разных сортов.

Маршрут Бургас-Александруполис позволит транспортировать нефть из России, минуя пролив Босфор.

В июне 2006 года Sinopec выиграла тендер на приобретение 96,9% акций ОАО “Удмуртнефть” у “ТНК-ВР Холдинг”, предложив $3,5 млрд. Ранее “Роснефть” заключила с Sinopec опционное соглашение на участие в сделке. “Роснефти” и Sinopec учредили ЗАО “Промлизинг” для управления купленным предприятием. Доля “Роснефти” в ЗАО “Промлизинг” – 51%, Sinopec – 49%.

15 марта 2007 года совет директоров НК “Роснефть” на внеочередном заседании единогласно принял решение о привлечении кредита размером до $13 млрд, а также предоставлении поручительства за ООО “РН-Развитие”, привлекающего кредит размером до $9 млрд.

Кредиты привлекаются с целью финансирования приобретений профильных активов в рамках аукционов по продаже имущества НК “ЮКОС”.

Организаторами кредитов выступили ABN AMRO, Barclays, BNP Paribas, Calyon, Citibank, Goldman Sachs, J. P.Morgan Chase и Morgan Stanley. Кредиты на $13 млрд и $9 млрд выданы на срок до 12 и до 18 месяцев соответственно. Кредиты были погашены в сентябре 2008 года.

27 марта 2007 года состоялся открытый аукцион по продаже 9,44% акций “Роснефти” и векселей “Юганскнефтегаза” общим номиналом 3,56 млрд рублей. Победителем признано ООО “РН-Развитие”. Активы приобретены за 197,84 млрд рублей.

В лот №10 входили следующие активы: 100% акций ОАО “Томскнефть”, 70,78% акций ОАО “Восточно-Сибирская нефтегазовая компания”, 5,89% акций ОАО “Енисейнефтегаз”, ОАО “Ангарская нефтехимическая компания”, ОАО “Ачинский нефтеперерабатывающий завод”, ОАО “Ангарский завод полимеров”, ООО “Стрежевой НПЗ”.

Также в состав лота был включен ряд сбытовых предприятий ЮКОСа: ОАО “Иркутскнефтепродукт”, ОАО “Бурятнефтепродукт”, ОАО “Томскнефтепродукт”, ОАО “Хантымансийскнефтепродукт” и акции предприятий электроэнергетики.

В состав лота №11 включены акции “Самаранефтегаза”, ОАО “Куйбышевский НПЗ”, ОАО “Новокуйбышевский НПЗ”, ОАО “Сызранский НПЗ”, ОАО “Нефтегорский газоперерабатывающий завод”, ОАО “Отрадненский газоперерабатывающий завод”, доля участия в ООО “Новокуйбышевский завод масел и присадок”, а также сбытовые и научно-технические активы “ЮКОСа” в Поволжском регионе.

В состав приобретённых предприятий входят ОАО “Белгороднефтепродукт”, ЗАО “Белгород-Терминал”, ЗАО “Брянскнефтепродукт”, ЗАО “Брянск-Терминал М”, ОАО “Воронежнефтепродукт”, ЗАО “Воронеж-Терминал”, ЗАО “Липецкнефтепродукт”, ЗАО “Липецк-Терминал М”, 3АО “Орелнефтепродукт”, ЗАО “Приокский-Терминал”, 3АО “Пензанефтепродукт”, ООО “Пенза-Терминал”, 3АО “Тамбовнефтепродукт”, ООО “Тамбов-Терминал”, 3АО “Ульяновскнефтепродукт”, ООО “Ульяновск-Терминал”, “Кедр М”, “Ю-Тверь”, “НБА-Сервис”, “Контракт Ойл”, “Гермес-Москва”, МТК, “ЮКОС-Ладога” и “ЮКОС-Петролеум”. В совокупности перечисленные предприятия контролировали около 500 АЗС.

В 18-й лот были включены оставшиеся непроданными активы “ЮКОСа”, в том числе комплекс товарных знаков, имущество и имущественные права “ЮКОСа”. Также в лот вошли активы из непроданного ранее из-за отсутствия заявок лота №16.

В конце 2007 года ОАО “НК “Роснефть” сообщила о получении 12 лицензий на участки недр, расположенных в Ханты-Мансийском автономном округе, Красноярском крае, Томской и Самарской областях, а также на шельфе возле о. Сахалин. Лицензии были выданы компании в период с июля по сентябрь 2007 года.

В ХМАО Роснефть получила лицензию на добычу нефти и газа в пределах Средне-Балыкского (южная часть), Восточно-Салымского и Встречного участков, а также лицензию на геологоразведку низлежащих горизонтов Салымского участка (Лемпинская площадь).

В Томской области компания стала владельцем лицензии на Северо-Пудинский и Кульганский участки недр. В Красноярском крае получена лицензия на поиск, разведку и добычу углеводородов на Оскобинском, Аявинском и Джелиндуконском участках недр, а также лицензию на южную часть Терско-Камовского участка.

На территории Самарской области компании выдана лицензия на Маланинский участок.

Кроме того, Федеральное агентство по недропользованию выдало “Роснефти” лицензию с целью поиска и оценки месторождений углеводородного сырья на шельфовый участок Лебединский.

Участок расположен в Катангском районе Иркутской области, слабо развитом экономически и инфраструктурно. Вдоль восточной границы участка проходит судоходная река Нижняя Тунгуска, в 200 км – трасса ВСТО, в 650 км – ближайшая железная дорога. В пределах лицензионной площади пробурена одна скважина. Прогнозные ресурсы участка оцениваются в 61,1 млн тонн нефти и 65,9 млрд куб. м газа.

В октябре 2006 года “Роснефть” и CNPC подписали протокол о создании совместного предприятия ООО “Восток Энерджи”. “Роснефть” получила 51% участия в “Восток Энерджи”, CNPC – 49%.

Основными целями совместного предприятия являются разведка и разработка месторождений углеводородов на территории Российской Федерации.

В декабре 2007 года ОАО “Газпром нефть” купило у ОАО “НК “Роснефть” 50% ОАО “Томскнефть” за 90,5 млрд рублей ($3,66 млрд).

1 августа 2008 года истёк срок действия лицензии на геологическое изучение недр Западно-Камчатского шельфа Охотского моря. Федеральное агентство по недропользованию отказало “Роснефти” в продлении лицензии.

Пятилетнюю лицензию на изучение шельфа Камчатки “Роснефть” получила в 2003 году. Программа работ предусматривала проведение сейсморазведки 2D (16,8 тыс. пог. км) и 3D (420 кв. км), а также бурение 3 поисковых скважин. После этого “Роснефть” намеревалась получить лицензию на разведку и добычу углеводородов.

В декабре 2007 года в результате проверки Росприроднадзора были выявлены нарушения утверждённой программы работ: сейсморазведка выполнена с нарушением сроков, бурение первой поисковой скважины не начато.

Проект по освоению Западно-Камчатского шельфа “Роснефть” осуществляет совместно с корейским консорциумом KKC. “Роснефти” в проекте принадлежит 60%, ККС – 40%. В состав ККС входят: KNOC – 50%, Korea Gas Corp., GS-Caltex Corp., SK Corp, Daewoo International Corp. – по 10%, Kumho Petrochemical и Hyundai Corp. – по 5%. Оператором проекта является ООО “Камчатнефтегаз”.

На территории Западно-Камчатского шельфа расположены Крутогоровский и Сухановский нефтегазоносные участки.

В 2002 году была создана “Межрегиональная биржа нефтегазового комплекса” с целью организации биржевых торгов нефтепродуктами. Членами НП “МБНК” являются крупнейшие участники нефтегазового рынка страны: ОАО “НК “Роснефть”, ОАО “ТНК-ВР Холдинг”, ООО “ТД “Топливное обеспечение Аэропортов”, ОАО “НОВАТЭК”, ООО “НК “ИТЕРА”, ОАО “ОГК-1”, ООО “ГАЗЭКС-Менеджмент”, ЗАО “ЕВРОТЭК”, ОАО “Акрон” и ООО “ЦЕНТРРУСГАЗ”.

В 2008 году НК “Роснефть” создала два дочерних предприятия, ориентированных на сбыт бункерного топлива. Предприятие “Роснефть-Бункер” зарегистрировано в России, Rosneft-Marine – за рубежом. Доля “Роснефти” в уставных капиталах обоих предприятий – 100%.

Http://www. ngfr. ru/library. html? rosneft

ОАО «НК «Роснефть» – лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых корпораций мира. Основными видами деятельности НК «Роснефть» являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также сбыт произведенной продукции. Компания включена в перечень стратегических предприятий и организаций России. Основным акционером Компании является государство, которому принадлежит чуть более 75% ее акций.

Основное конкурентное преимущество «Роснефти» в ее огромной и качественной сырьевой базе. Компания располагает почти 49 млрд барр. н. э. доказанных, вероятных и возможных запасов нефти и газа, что является одним из лучших показателей среди публичных нефтегазовых компаний мира. Стратегическая цель НК «НК «Роснефть» – войти в число крупнейших энергетических корпораций мира. В 2008 г. НК «Роснефть» заняло 6-е место – самое высокое среди российских компаний – в рейтинге 250-ти крупнейших энергетических корпораций мира международного информационного агентства Platts.

География деятельности НК «Роснефть» в секторе разведки и добычи охватывает все основные нефтегазоносные провинции России. Семь крупных НПЗ НК «Роснефть» распределены по территории России от побережья Черного моря до Дальнего Востока, а сбытовая сеть Компании охватывает 38 регионов страны. По количеству АЗС Роснефть занимает второе место среди российских компаний и насчитывает около 1 700 АЗС.

В состав НК «Роснефть» входят два предприятия по производству масел – завод масел Ангарской нефтехимической компании и Новокуйбышевский завод масел и присадок. Кроме того, в состав Компании входят специализированное дочернее предприятие по выпуску уникальных масел и смазок – ОАО «НК «Роснефть» – Московский завод «Нефтепродукт», а также профильный научно-исследовательский институт.

Суммарная мощность заводов масел НК «Роснефть» составляет более 600 тыс. тн. в год товарной продукции, в том числе 485 тыс. тн. смазочных масел (автомобильные масла, промышленные и индустриальные масла, базовые масла), 10 тыс. тн. присадок к моторным маслам и 115 тыс. тн. прочей продукции (парафин, петролатум, гач, экстракты и проч.). Ассортимент масел, производимых на заводах НК «Роснефть», включает более 100 марок и позволяет обеспечить потребности, как крупных промышленных предприятий, так и автомобилистов.

Http://www. roskom-samara. ru/Zavody/

Падение маржи нефтеперерабатывающих заводов из-за налогового манёвра и дешёвой нефти заставляет «Роснефть» откладывать их модернизацию и может подтолкнуть к их консервации или продаже, сообщил Reuters со ссылкой на два источника.

Источник, близкий к компании, сказал, что обсуждается судьба четырёх НПЗ, которые налоговый манёвр поставил на грань прибыльности. В том числе, речь идет об Ангарском НПЗ, Сызранском НПЗ, Куйбышевском НПЗ, говорит он.

«Роснефть» изучает возможность продажи Сызранского, Куйбышевского, Саратовского, Новокуйбышевского НПЗ, но решения пока нет, знает источник в финансовых кругах.

«Сызранский – завод при сегодняшнем положении дел имеет отрицательную EBITDA (прибыль до уплаты налогов, процентов, износа и амортизации). Пока решение о консервации не принято, но темпы строительства замедлены. Не ранее 2021 г. завершим модернизацию», – сказал собеседник.

«Роснефть» продает Куйбышевский, Новокуйбышевский, Сызранский и Саратовский нефтеперерабатывающие заводы. Об этом рассказал источник издания Energy Insider в «Русь Ойл». По его словам, компания получила предложение «Роснефти» о продаже группы Самарских заводов: «Насколько мне известно такое предложение получила не только «Русь Ойл». По его словам, «Роснефть» предлагает купить заводы как единым лотом, так и по отдельности. Представитель «Русь Ойл» подтвердил эту информацию.

Налоговый манёвр привел к падению маржи переработки. По оценкам аналитиков Vygon Consulting, если в 2014 г. маржа НПЗ в России при цене нефти $97,6 за баррель была 6,3%, то в 2015 г. она упала до 1,8%. В 2017 г. она сократилась до нулевого уровня при цене на нефть около $50 за баррель.

В прошлом году компания переработала на своих НПЗ около 100 млн т (+3,1% к 2015 г.), из которых 87,5 млн т – на российских. «В 2017 г мы планируем, что переработка увеличится до 120 млн т на наших предприятиях», – говорил главный исполнительный директор «Роснефти» Игорь Сечин на встрече с президентом Владимиром Путиным 23 января 2017 г.

Переработка «Башнефти», которую «Роснефть» купила в октябре 2016 г., составляет 20 млн т в год.

Выход светлых нефтепродуктов на заводах «Роснефти» в 2016 г. достиг 56%, глубина переработки выросла до 71,2% по сравнению с 2015 г.

Http://rcc. ru/article/rosneft-prodaet-svoi-npz-58330

«Роснефть» определится с дальнейшей судьбой своих нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) после ответа правительства на просьбу главы компании Игоря Сечина о предоставлении им преференций. Об этом в ходе телефонной конференции 27 февраля сообщил первый вице-президент компании Павел Федоров

«У нас нет планов по продаже своих предприятий. Мы находимся в активном диалоге с властью по обеспечению рентабельности наших инвестиций в модернизацию заводов, в том числе по географическому принципу. Мы будем работать над повышением их финансовой эффективности. Окончательное финансовое решение будет зависеть от реализации текущих налоговых инициатив, по итогам этого мы сможем скорректировать свои решения», — сказал он, отвечая на вопрос аналитика.

Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № 77-6928

Зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовой коммуникаций 23 апреля 2003 г.

Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № ФС77-51544

Перерегистрировано Федеральной службой по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций 2 ноября 2012 г.

При цитировании или ином использовании любых материалов ссылка на портал «Нефть России» (http://www. oilru. com/) обязательна.

Точка зрения авторов, статьи которых публикуются на портале oilru. com, может не совпадать с мнением редакции.

«Роснефть» определится с дальнейшей судьбой своих нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) после ответа правительства на просьбу главы компании Игоря Сечина о предоставлении им преференций. Об этом в ходе телефонной конференции 27 февраля сообщил первый вице-президент компании Павел Федоров

«У нас нет планов по продаже своих предприятий. Мы находимся в активном диалоге с властью по обеспечению рентабельности наших инвестиций в модернизацию заводов, в том числе по географическому принципу. Мы будем работать над повышением их финансовой эффективности. Окончательное финансовое решение будет зависеть от реализации текущих налоговых инициатив, по итогам этого мы сможем скорректировать свои решения», — сказал он, отвечая на вопрос аналитика.

Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № 77-6928

Зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовой коммуникаций 23 апреля 2003 г.

Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № ФС77-33815

Перерегистрировано Федеральной службой по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций 24 октября 2008 г.

Http://www. oilru. com/news/549243

Падение маржи нефтеперерабатывающих заводов из-за налогового маневра и дешевой нефти заставляет «Роснефть» откладывать их модернизацию и может подтолкнуть к их консервации или продаже, сообщил Reuters со ссылкой на два источника.

Источник, близкий к компании, сказал, что обсуждается судьба четырех НПЗ, которые налоговый маневр поставил на грань прибыльности. В том числе речь идет об Ангарском НПЗ, Сызранском НПЗ, Куйбышевском НПЗ, говорит он.

«Роснефть» изучает возможность продажи Сызранского, Куйбышевского, Саратовского, Новокуйбышевского НПЗ, но решения пока нет, знает источник в финансовых кругах.

«Сызранский завод при сегодняшнем положении дел имеет отрицательную EBITDA (прибыль до уплаты налогов, процентов, износа и амортизации). Пока решение о консервации не принято, но темпы строительства замедлены. Не ранее 2021 г. завершим модернизацию», – сказал собеседник.

«Роснефть» продает Куйбышевский, Новокуйбышевский, Сызранский и Саратовский нефтеперерабатывающие заводы. Об этом рассказал источник издания Energy Insider в «Русь ойл». По его словам, компания получила предложение «Роснефти» о продаже группы самарских заводов: «Насколько мне известно, такое предложение получила не только «Русь ойл». По его словам, «Роснефть» предлагает купить заводы как единым лотом, так и по отдельности. Представитель «Русь ойл» подтвердил эту информацию.

Налоговый маневр привел к падению маржи переработки. По оценкам аналитиков Vygon Consulting, если в 2014 г. маржа НПЗ в России при цене нефти $97,6 за баррель была 6,3%, то в 2015 г. она упала до 1,8%. В 2017 г. она сократилась до нулевого уровня при цене на нефть около $50 за баррель, сообщает Reuters.

В прошлом году компания переработала на своих НПЗ около 100 млн т (+3,1% к 2015 г.), из которых 87,5 млн т – на российских. «В 2017 г. мы планируем, что переработка увеличится до 120 млн т на наших предприятиях», – говорил главный исполнительный директор «Роснефти» Игорь Сечин на встрече с президентом Владимиром Путиным 23 января 2017 г.

Переработка «Башнефти», которую «Роснефть» купила в октябре 2016 г., составляет 20 млн т в год.

Выход светлых нефтепродуктов на заводах «Роснефти» в 2016 г. достиг 56%, глубина переработки выросла до 71,2% по сравнению с 2015 г.

Http://liveangarsk. ru/news/20170211/rosneft-prod

На всех нефтеперерабатывающих заводах «Роснефти» завершен масштабный комплекс технико-технологических мероприятий, которые позволили им перейти на производство для российского рынка автобензинов и дизельного топлива только класса «Евро-5».

Техническим регламентом Таможенного союза установлен срок перехода к обороту на внутреннем рынке моторных топлив класса «Евро-5» – с 1 января 2016 года. Таким образом, обязательство НК «Роснефть» по переходу на выпуск бензина и дизельного топлива высшего экологического класса выполнено в срок.

Процесс перехода на выпуск топлив класса «Евро-5» завершили сибирские НПЗ «Роснефти» – Ангарская нефтехимическая компания и Ачинский НПЗ. Ранее на выпуск нефтепродуктов класса «Евро-5» перешли Комсомольский, Куйбышевский, Новокуйбышевский, Сызранский НПЗ, Рязанская нефтеперерабатывающая компания, Саратовский НПЗ.

Только в 2015 году введены в эксплуатацию такие крупные объекты как установки изомеризации на Куйбышевском НПЗ, Новокуйбышевском НПЗ и Рязанской НПК. Кроме того завершена реконструкция установок каталитического риформинга на Сызранском НПЗ и риформинга на Куйбышевском НПЗ.

В 2016 году Компания планирует произвести свыше 10 млн т автобензинов и почти 16 млн т дизельного топлива класса «Евро-5», без учета объемов производства НГК «Славнефть».

Переход нефтеперерабатывающих заводов «Роснефти» на производство топлив класса «Евро-5» стал возможен благодаря реализации масштабной инвестиционной программы по модернизации НПЗ, а также высокому профессионализму и эффективной слаженной работе специалистов Компании.

Http://www. kommersant. ru/doc/2881573

Рязанский нефтеперерабатывающий завод официальный сайт вакансии

Рязанская нефтеперерабатывающая компания, дочернее предприятие НК «Роснефть», стала одним из первых российских нефтеперерабатывающих предприятий, получивших сертификат соответствия новым требованиям международного стандарта EN 9100:2016 в области производства, хранения и отгрузки авиационного топлива.

Сертификация системы менеджмента качества – это общепринятый в мировой бизнес-практике процесс подтверждения профессионализма, ответственности и стабильности качества выполняемых работ и услуг. Впервые такой сертификат предприятие получило в 2010 году. А подтверждение соответствия новым требованиям стало очередным витком в развитии системы менеджмента РНПК.

В ходе аудита деятельность предприятия оценивала независимая сертификационная организация. РНПК продемонстрировала высокий уровень управления рисками, качеством выпускаемого керосина, приверженности к постоянному улучшению и устойчивому развитию

Соответствие стандарту по новой версии для Рязанской НПК – это удовлетворение требований клиентов Компании, удержание лидирующих позиций на рынке, а также гарант соблюдения требований к качеству и безопасности для ведущих авиакомпаний страны. Известно, что в аэропорты «Шереметьево», «Домодедово» и «Внуково» поступает до 50% керосина, произведенного в Рязанской НПК.

Система менеджмента Рязанской НПК сертифицирована по пяти международным стандартам: система менеджмента качества (ISO 9001, EN 9100), система менеджмента профессиональной безопасности и здоровья (OHSAS 18001), система экологического менеджмента (ISO 14001), система энергетического менеджмента (ISO 50001).

Сертификат, рекомендованный к выдаче, будет действовать ближайшие 3 года.

Http://7info. ru/ryazan/ryazan-society/rnpk-podtverdila-sootvetstvie-novym-trebovaniyam-mezhdunarodnogo-standarta-en-9100-2016/

Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод • ГО Новокуйбышевск

Краснодарский нефтеперерабатывающий завод – Краснодарэконефть • Краснодар

Акционерное общество “Антипинский нефтеперерабатывающий завод” • Тюмень

Открытое акционерное общество “Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании” • ГО Ачинск

Открытое акционерное общество “Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании” • ГО Ачинск

Открытое акционерное общество “Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании” • ГО Ачинск

Общество с ограниченной ответсвенностью “Стрежевской нефтеперерабатывающий завод” • Стрежевой

Открытое акционерное общество “Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании” • ГО Ачинск

Акционерное общество “Антипинский нефтеперерабатывающий завод” • Тюмень

Открытое акционерное общество “Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании” • ГО Ачинск

Открытое акционерное общество “Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании” • ГО Ачинск

Открытое акционерное общество “Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании” • ГО Ачинск

Открытое акционерное общество “Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании” • ГО Ачинск

“Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод” • ГО Новокуйбышевск

ЯЙСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД – ФИЛИАЛ АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА “НЕФТЕХИМСЕРВИС” • Кемеровская область

Открытое акционерное общество “Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании” • ГО Ачинск

Http://ru. trovit. com/rabota/%D0%BD%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%B8%D0%B9-%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4-%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%B0/3

Акционерное общество «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (АО «РНПК») — крупнейшее перерабатывающее предприятие ОАО «НК «Роснефть».

Производственные мощности АО «РНПК» включают 5 установок первичной переработки нефти, установку гидроочистки вакуумного газойля, установку производства водорода, установка сернокислотного алкилирования, установку каталитического крекинга, висбрекинг, 4 установки каталитического риформинга, 2 установки гидроочистки дизельного топлива, установку гидроочистки авиационного керосина, установку изомеризации и др.

В период планово-предупредительного ремонта с августа по декабрь 2015г. специалистами ООО «ЛЕСАВИК» проведены работы по обеспечению безопасного доступа обслуживающего персонала на высоту используя модульные строительные конструкции Layher Allround для безопасного производства ремонтных, монтажных, измерительных работ, очистки металлоконструкций от нефтяных отходов, битумных и химических загрязнений на объектах АО «РНПК».

Все необходимые работы были проведены компанией ООО «ЛЕСАВИК» качественно и с опережением графика.

В период весеннего капитального ремонта 2016г. силами ООО «ЛЕСАВИК» выполнен комплекс работ на объектах АО «РНПК»по монтажу/демонтажу модульных промышленных лесов для обеспечения безопасного доступа к местам ремонтных работ.

Все работы проведены оперативно и качественно, в полном соответствии с требованиями технического задания и условиями договора.

В 2017г., в период проведения капитального ремонта, ООО «ЛЕСАВИК» проводит работы по монтажу модульных металлических лесов на технологических установках АО «РНПК».

Http://lesavik. ru/ao-ryazanskaya-neftepererabatyvayushhaya-kompaniya-ao-rnpk. html

Разработаны : Рассчетно-пояснительные записки к планам локализации и ликвидации аварийных ситуаций (41 объекта); Разделы «ПМ ГОЧС» в составе проектов строительства 8 объектов; Раздел «Структурированная система мониторинга и управления инженерными системами зданий и сооружений» в составе проектной документации «Реконструкция комплекса установки гидроочистки дизельного топлива и керосина Л-24/6 ООО «КИНЕФ» Оперативная часть «Плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций» установки ЭЛОУ АТ-6; Декларация промышленной безопасности объектов действующего предприятия и завода глубокой переработки нефти; Декларации пожарной безопасности на составляющие завода (57 объектов защиты); Декларация пожарной безопасности на трубопровод природного газа. Разработаны и утверждены установленным порядком «Специальные технические требованияк плану ЛРН на объектах «ПО «Киришинефтеоргсинтез».

Разработаны :Раздел «ПМ ГОЧС», «СМИС», «Декларация промышленной безопасности опасного производственного объекта», в составе проектной документации объектов: «Пусковой комплекс ЭЛОУ-АВТ-12 секций 1000 и 2000 объекта 110-10 мощностью 12 млн. т/г. в составе ООО «РН-Туапсинский НПЗ» и «Новый НПЗ мощностью 12 млн. т/г. на территории ООО «РН-Туапсинский НПЗ».Проведена корректировка проектной документации «Пусковой комплекс ЭЛОУ-АВТ-12 секций 1000 2000 объекта 110-10 мощностью 12 млн. т/год в составе ООО «РН-Туапсинский НПЗ» в части декларации промышленной безопасности, разработки и согласования раздела «ПМ ГОЧС» и подраздела «СМИС» и пожарной безопасности. Выполнены расчеты по оценке территориального пожарного риска для деклараций пожарной безопасности.

Разработаны :Раздел «СМИС» в составе проектной документации «Реконструкция комплекса установки ЛЧ-24/7. Установка ЛЧ-24/7».Раздел «ПМ ГОЧС», «СМИС», «Декларация промышленной безопасности», «Декларация пожарной безопасности» в составе проектной документации «Комплекс установки низкотемпературной изомеризации».Раздел «ПМ ГОЧС», «СМИС» в составе проектной документации «Строительство новых резервуаров объемом 3000 м3, под сырую нефть (некондицию) в парке титул 49/1,2 установок ЭЛОУ-АВТ-3, ЭЛОУ-АВТ-4 цеха №1»Проектная и рабочая документация газового пожаротушения, системы видеонаблюдения и «Декларация пожарнойбезопасности» для строительства комплекса установки низкотемпературной изомеризации ЗАО «Рязанский НПК»;«СМИС» объекта «Установка КЦА реконструируемого комплекса установки ЛЧ-24/7» ЗАО «Рязанский НПК».

Выполнена «Оценка потенциальной опасности размещения перегрузочных комплексов и общепортовых сооружений Морского торгового порта Усть-Луга» и основных решений по инженерно техническим мероприятиям гражданской обороны и мероприятиям по предупреждению чрезвычайных ситуаций.

Комплекс по перегрузке сжиженных углеводородных газов (СУГ) в Южном районе Морского торгового порта Усть-Луга, были разработаны :

Раздел «ПМ ГОЧС», «СМИС», «Декларация промышленной безопасности опасного производственного объекта», раздел «Промышленная безопасность».

Комплекс по перевалке и фракционированию стабильного газового конденсата и продуктов его переработки мощностью 6,0 млн. тонн в год в Морском торговом порту Усть-Луга, были разработаны:

Декларация промышленной безопасности;Раздел «Промышленная безопасность»;Раздел «Перечень мероприятий гражданской обороны, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»;Раздел «Структурированная система мониторинга и управления инженерными системами зданий и сооружений».

Разработаны :Разработка второй редакции регионального методического документа Санкт-Петербурга «Регламент по содержанию, порядку разработки и организации согласования раздела «СМИС» в составе проектной документации на строительство объектов повышенной опасности на территории Санкт-Петербурга;Разработка второй редакции методики «Методические рекомендации по содержанию и порядку разработки мероприятий по ГО, мероприятий по предупреждению ЧС и пожарной безопасности в составе проектов строительства».

Разработка «ПМ ГОЧС», «ПМПТ», «ДПБ» для горно-перерабатывающих комплексов золотосеребряныхместорождений и ЗИФ.

Разработка рабочей документации на создание СМИС объекта – «Комплекс производства полипропилена мощностью 500 тыс. тонн в год» в г. Тобольск.

Разработка ПМ ГОЧС и СМИС в составе ПД объекта «Четвертый грузовой район порта «Большой порт Санкт-Петербурга». Морской контейнерный терминал. 2-я очередь. Этап 1. Объекты подготовительного периода: Реконструкция гидротехнических сооружений (акватория Угольной гавани: причалы №№102, 102а, 103, 105)» для объектов морского транспорта.

«ПОЖИНЖИНИРИНГ» , разработан:«Расчет пожарных рисков для нового завода мощностью 12 млн. тонн в год на территории ООО «РН-Туапсинский НПЗ» для Пож. безопасности».

«СИБУР-Портэнерго» , разработан:Подраздел «Структурированная система мониторинга и управления инженерными системами» в составе раздела ИТМ ГОЧС в проектной документации «Комплекс по перегрузке СУГ в морском торговом порту Усть-Луга».

«ЛУКОЙЛ-Северо-Западнефтепродукт» , разработан:План локализации и ликвидации аварийных ситуаций нефтебазы «Вымпел».

Http://ntc-tb. ulcraft. com/services

Рязань. АО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания», дочернее общество НК «Роснефть», завершило реконструкцию газофракционирующей установки (ГФУ) с блоком сероочистки сухих газов. Реконструкция позволяет включить этот значимый объект во внедряемую на «РНПК» систему «цифрового завода», предусматривающую автоматизацию управления технологическими процессами с единым центром управления.

Блоки установки оснащены новыми контрольно-измерительными приборами и распределительной системой управления, позволяющей усовершенствовать технологический процесс выработки высоколиквидных продуктов, в автоматическом режиме поддерживать необходимые технологические параметры для получения товарной продукции высокого качества.

Кроме того, установка получила современные системы противопожарной сигнализации и тушения, контроля концентраций углеводородов, что существенно повысило уровень промышленной безопасности, сообщается на сайте Роснефти.

Газофракционирующая установка предназначена для выпуска бытового сжиженного и сухого газа, а также различных фракций – изобутановой, нормального бутана, бензина газового, . Кроме того на ГФУ ведется очистка от сернистых соединений всего топливного газа предприятия. ГФУ состоит из параллельно работающих двух блоков, мощностью 300 тысяч тонн в год.

Техническое перевооружение объекта прошло в рамках программы НК «Роснефть» по модернизации производства и реконструкции действующих установок «РНПК». Только в 2017 году масштабная реконструкция проведена в парке приема и хранения сжиженных углеводородных газов, на установке по производству битума. В стадии завершения масштабные работы по ремонту и реконструкции установок атмосферной перегонки нефти АТ–6 и гидроочистки ЛЧ – 24/7. Все проекты направлены на улучшение качества выпускаемых нефтепродуктов и минимизацию воздействия производства на окружающую среду.

Http://www. angi. ru/news/2854996-%D0%A0%D1%8F%D0%B7%D0%B0%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F-%D0%BD%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%BA%D0%BE%D0%BC%D0%BF%D0%B0%D0%BD%D0%B8%D1%8F-%D1%81%D0%B4%D0%B5%D0%BB%D0%B0%D0%BB%D0%B0-%D0%BE%D1%87%D0%B5%D1%80%D0%B5%D0%B4%D0%BD%D0%BE%D0%B9-%D1%88%D0%B0%D0%B3-%D0%BA-%D1%86%D0%B8%D1%84%D1%80%D0%BE%D0%B2%D0%BE%D0%BC%D1%83-%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D1%83-/

В этом году Рязанская нефтеперерабатывающая компания отмечает 55 лет со дня основания. Сложно представить, сколько заводчан посвятили свою жизнь развитию предприятия на благо региона и нефтеперерабатывающей отрасли страны. За полвека на заводе зародились целые династии. В числе потомственных нефтепереработчиков – первый заместитель генерального директора – технический директор РНПК Алексей Мыльцын.

Родоначальником династии переработчиков «черного золота» в семье Мыльцыных стал дед Алексея Владимировича – Семен Фофанов 1927 года рождения. Родился он в деревне Мосты Самарской области, после ВОВ поступил в нефтехимический техникум, затем устроился на Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод, который сейчас входит в состав компании « Роснефть ». В начале 60-х молодой специалист в числе добровольцев переехал в Рязань для окончания строительства рязанского нефтеперерабатывающего завода. В первое время работал оператором на маслоблоке, в то время комплекс включал в себя пять технологических установок.

В Рязань семья Фофановых приехала с дочерью Валентиной – матерью Алексея Мыльцына. Завод предоставил молодой семье двухкомнатную квартиру, а также помог в трудоустройстве жены Семена Федоровича. Антонина Архиповна переучилась на оператора технологической установки и всю свою трудовую жизнь и даже после выхода на пенсию работала на заводе. Дед в разное время исполнял обязанности начальника установки и трудился до 72 лет!

– Для моего деда завод был всей жизнью, у него даже хобби не было. Круг друзей и знакомых полностью сводился к заводскому общению, да и в семье разговоры о заводе возникали ежедневно.

Неудивительно, что увлеченность нефтеперерабатывающей отраслью передалась и их дочери Валентине – матери Алексея Владимировича. Хотя и доля случая в выборе будущей карьеры Валентины Семеновны все же присутствует. Времена тогда были непростые – перестроечные. Она окончила Радиотехническую академию, получив специальность инженера. В свое время перешла на завод, переучившись на оператора установки деасфальтизации на маслоблоке. На заводе Валентина Семеновна работает по сей день.

Несмотря на все предпосылки стать потомственным нефтепереработчиком, Алексей Владимирович говорит, что пришел на завод по воле случая.

– У меня технический склад ума, поэтому я участвовал в олимпиадах по физике, химии, математике. В последнем, 10-м, классе меня от школы направили на олимпиаду по химии, которую организовал нефтезавод. Я занял второе место, – поделился Алексей Мыльцын.

Это судьбоносная для Алексея Владимировича олимпиада в 1992 году стала третьей заводской – тогда зарождалась традиция учебного центра РНПК. Главный инженер Александр Луговской предложил привлекать в нефтепереработку специализированно обученные кадры. Занявшим первые 10 мест на олимпиаде предлагали участие в целевой программе обучения в РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина. И Алексей Владимирович успешно поступил в губкинский университет. Если первый шаг был неосознанным, то в дальнейшем сомнений в правильности выбора у будущего технического директора РНПК не возникало. В семье выбор его, конечно, поддержали. Мало того, первое время дед был наставником начинающего специалиста, обучая тонкостям ведения технологического процесса.

– Сейчас многие выпускники вузов желают сразу получить профессию в теплом офисе, с высокой зарплатой и статусом, а в то время у нас, выпускников, были приземленные понимания о жизни. Мы знали, что после учебы вернемся в Рязань и будем работать операторами 4 разряда на заводе. А какое время трудиться по рабочей специальности, зависело от нас. Тогда много молодых людей шли в коммерцию, но для меня это было внутренне неприемлемо. Я твердо решил, что хочу поднимать промышленность, и мои умения позволяют мне быть в нефтепереработке, – поделился Алексей Владимирович.

В августе 1997 года Алексей Владимирович пришел работать на завод. Первое время приходилось непросто – шел передел собственности в сфере нефтепереработки. Тогда завод не входил в состав какой-либо нефтяной компании и получал нефть «давальческую», т. е. не покупал нефть, а брал и отдавал ее нефтепродуктами, получая доход от переработки. Завод сильно зависел от поставок сырья, а перебои были частыми, так что в части технологии завод страдал от остановок и пуска объектов, некоторые установки вовсе «замораживали». С зарплатой были перебои, зато полученная в то время практика ценится на вес золота.

Карьера Алексея Владимировича развивалась стремительно: начальник установки, замначальника цеха, начальник цеха. В 26 лет у него в подчинении находилось 426 человек. В разные годы Алексей Мыльцын был начальником 3-го, 1-го цехов, работал в отделе производственного планирования, проектном офисе. В 2010 году уехал в Нижневартовск, затем работал главным инженером Саратовского НПЗ, после чего перебрался в Москву и был назначен начальником управления переработки в центральном аппарате «Роснефти». Перед возвращением на родной завод в Рязань Алексей Владимирович полгода проработал на ремонте и подготовке пуска нефтезавода в г. Лисичанске ( Украина ). По понятным политическим событиям пуск не состоялся.

Одновременно с карьерой развивалась и личная жизнь Мыльцына. С будущей супругой Алексей Владимирович познакомился во время учебы в институте – учились в разных группах одного факультета. В Рязань уроженка Краснодарского края Татьяна переехала вместе с мужем и разделила его место – на завод устроилась лаборантом, вскоре став начальником цеха экологической лаборатории. После второго декрета Татьяна вернулась на завод начальником производственного отдела. В их семье двое детей. Старший сын Андрей оканчивает школу. Он, как и отец, склонен к точным наукам, но свой выбор еще не сделал. Дочь Настя перешла в третий класс и проявляет успехи в художественной гимнастике.

Алексей Владимирович поделился, что за 18 лет работы на заводе он не разочаровался в сделанном выборе и, если бы у него был шанс прожить жизнь заново, выбрал бы тот же путь, «ни секунды не сомневаясь».

Http://www. hab. kp. ru/daily/26425.4/3300493/

Полное наименование: Закрытое акционерное общество "РЯЗАНСКАЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩАЯ КОМПАНИЯ"

Юридический/Почтовый адрес: 390011, Рязанская область, Рязань, Южный Промузел, д. 8

Экономическая деятельность: «Производство нефтепродуктов». ИНН: 6227007322. OKTMO: 61701000001. Органы власти: «Организации, учрежденные юридическими лицами или юридическими лицами и гражданами». Дата рагистрации ЗАО "РНПК" учреждения: «2 Сентября 1998г». Основной государственный регистрационный номер: 1026200870321. Сайт: WWW. ROSNEFT. RU Общероссийский классификатор организационно-правовых форм: Закрытое акционерное общество

ОБОРОТНЫЕ АКТИВЫ предприятия ЗАО "РНПК" за 2014 год одиннадцать миллиардов восемь миллионов двести двадцать шесть тысяч рублей (11 008 226 000.00 руб.)

ОБОРОТНЫЕ АКТИВЫ предприятия ЗАО "РНПК" за 2013 год двенадцать миллиардов четыреста девяносто четыре миллиона восемьсот сорок восемь тысяч рублей (12 494 848 000.00 руб.)

КРАТКОСРОЧНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА предприятия ЗАО "РНПК" за 2014 год десять миллиардов семьсот восемьдесят два миллиона пятьсот девяносто две тысячи рублей (10 782 592 000.00 руб.)

КРАТКОСРОЧНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА предприятия ЗАО "РНПК" за 2013 год двенадцать миллиардов триста девяносто миллионов сто тринадцать тысяч рублей (12 390 113 000.00 руб.)

Чистая прибыль (убыток) предприятия ЗАО "РНПК" за 2014 год шесть миллиардов четырнадцать миллионов четыреста две тысячи рублей (6 014 402 000.00 руб.)

Чистая прибыль (убыток) предприятия ЗАО "РНПК" за 2013 год пять миллиардов девятьсот сорок один миллион сто шестьдесят девять тысяч рублей (5 941 169 000.00 руб.)

Http://ryazan. yellmarket. ru/comp/4402352

Компания ППО ОАО "РНПЗ", полное название: "РЯЗАНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД" ОБЩЕСТВЕННОЙ ОРГАНИЗАЦИИ – РОССИЙСКОГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО СОЮЗА РАБОТНИКОВ ХИМИЧЕСКИХ ОТРАСЛЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ, ПЕРВИЧНАЯ ПРОФСОЮЗНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ОАО, зарегистрирована 25 сентября 1991 года, классификация по справочнику ОКВЭД "Деятельность общественных объединений", "Деятельность профессиональных союзов". Организационно-правовая форма: Иные неюридические лица. Тип собственности: Собственность профессиональных союзов. Располагается в регионе: Рязанская область, Рязань. Юридический адрес компании: 391000, г. РЯЗАНЬ, ГСП, ОАО "РНПЗ".

"РЯЗАНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД" ОБЩЕСТВЕННОЙ ОРГАНИЗАЦИИ – РОССИЙСКОГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО СОЮЗА РАБОТНИКОВ ХИМИЧЕСКИХ ОТРАСЛЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ, ПЕРВИЧНАЯ ПРОФСОЮЗНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ОАО

Начальная максимальная цена контракта 240 000,00. Оказание услуг по ведению предупредительных, профилактических, аварийно-спасательных, аварийно-восстановительных и других неотложных работ при локализации и ликвидации ЧС на ОПО Муниципального предприятия Хлебозавод №1 города Рязани

Начальная максимальная цена контракта 96 000,00. Реставрация музейных предметов

Начальная максимальная цена контракта 1 015 842,58. Реставрация музейных предметов

Начальная максимальная цена контракта 1 153 605,49. Услуги по погребению, транспортировке, доставке и выносу умершего и прочих ритуальных услуг

"ЗАЩИТА" РАБОТНИКОВ ООО БЕЛГОРОДСКОЕ ШАХТОСТРОИТЕЛЬНОЕ УПРАВЛЕНИЕ "ШАХТСПЕЦСТРОЙ", ПЕРВИЧНАЯ ПРОФСОЮЗНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ МЕЖРЕГИОНАЛЬНОГО ОБЪЕДИНЕННОГО РАБОЧЕГО ПРОФСОЮЗА

ОБЪЕДИНЕННАЯ ПРОФСОЮЗНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ КОЛЬСКОЙ ФЛОТИЛИИ СЕВЕРНОГО ФЛОТА ОБЩЕРОССИЙСКОГО ПРОФСОЮЗА Р И С ВМФ РОССИИ

ПЕРВИЧНАЯ ПРОФСОЮЗНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ СУВОДСКОГО ЛЕСХОЗ-ТЕХНИКУМА КИРОВСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ЛЕСАМИ КИРОВСКОЙ ОБЛАСТНОЙ ПРОФСОЮЗНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ ПРОФСОЮЗА РАБОТНИКОВ ЛЕСНЫХ ОТРАСЛЕЙ РФ

ПЕРВИЧНАЯ ПРОФСОЮЗНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ МУНИЦИПАЛЬНОГО УНИТАРНОГО ДОРОЖНО-РЕМОНТНОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

"ОМСКИЙ КОЛЛЕДЖ ТРАНСПОРТНОГО СТРОИТЕЛЬСТВА", ПЕРВИЧНАЯ ПРОФСОЮЗНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ СТУДЕНТОВ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ СРЕДНЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ПЕРВИЧНАЯ ПРОФСОЮЗНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ХАБАРОВСКОГО ОТДЕЛЕНИЯ ДАЛЬНЕВОСТОЧНОЙ ЖЕЛЕЗНОЙ ДОРОГИ – ФИЛИАЛ ДОРОЖНОЙ ОБЪЕДИНЕННОЙ ПЕРВИЧНОЙ ПРОФСОЮЗНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ РОССИЙСКОГО ПРОФСОЮЗА ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНИКОВ И ТРАНСПОРТНЫХ СТРОИТЕЛЕЙ НА ДАЛЬНЕВОСТОЧНОЙ ЖЕЛЕЗНОЙ ДО РОГЕ

B2B-справочник "Ямбе" является помощником для вашего бизнеса, предлагая быстрый поиск и проверку клиентов или партнеров по B2B-базам данным. Для большинства контрагентов вы найдете реквизиты, регистрационные и контактные данные, ссылки на раскрытие информации, объявления тендеров и закупок.

© 2011-2018 B2B-справочник "Ямбе", последнее обновление — март 2018 года.

Http://ryazan. yambe. ru/organization/ppo-oao-rnpz-2381129?view=info

Такие затраты входят в программу модернизации технологических печей Рязанской нефтеперерабатывающей компании. До конца года на заводе планируется обновить 50 единиц печного оборудования из 56 действующих установок.

Технологическое печное оборудование – эта важная часть многих установок НПЗ. Как правило, оно применяется для перегонки нефти, мазута, крекинга, очистки масел и других важных процессов. Технологические печи – это объекты первой категории первой категории опасности, так как температура среды на входе и выходе из печного устройства находится в диапазоне 70-900 градусов по Цельсию. Инженеры компании ТНК-ВР ставят перед собой цель сделать использование печных устройств максимально безопасным.

Ранее генеральный директор Рязанского НПЗ Анатолий Скоромец сообщил, что компания запланировала вложения в завод до 2020 года. Сумма вложений равна 4,9 миллиарда долларов. Генеральный директор РНПЗ отметил, что все эти деньги будут направлены на оптимизацию работы оборудования всего нефтеперерабатывающего завода. Данные меры позволят увеличить качество нефтепродуктов, которые производит завод. За счет проведенных работ, мощности завода также будут увеличены, что повлияет на объемы продажи битума, мазута, реализации темных и светлых нефтепродуктов, доставке бензина в больших объемах в сеть автогазозаправочных станций ТНК-ВР. Господин Скоромец уверен, что инвестиции и объем работ по восстановлению мощностей завода позволят эксплуатировать оборудование без ремонтов более трех лет.

Напомним, что ранее, проводя проверки крупных НПЗ в России, Ростехнадзор выявил грубые нарушения как в технике безопасности, так и в эксплуатации. Данные нарушения несли угрозу аварий. Рязанский НПЗ не избежал проверки. Вердиктом Ростехнадзора было заявление о том, что Рязанский завод требует полной реконструкции.

При проверках крупных НПЗ страны в 2011 году Ростехнадзор выявил грубейшие нарушения промышленной безопасности, несущие угрозу аварий. Практически все оборудование Рязанского НПЗ требует реконструкции, заявил глава Ростехнадзора Николай Кутьин на совещании по нефтепереработке в июле 2011 года.

Http://www. rusneftesnab. ru/news/?id_news=858

Федеральная трасса станет четырехполосной от Тюмени до Заводоуковска

Виктор Рейн: Требования к главам районов о развитии экономики справедливы

Владимир Ульянов: Развитие АПК останется одной из важных задач правительства области

Отчет губернатора о результатах деятельности правительства Тюменской области в 2017 году

Тюменские зоозащитники собирают средства на помощь шпицам из «собачьего концлагеря»

«А бил ли мальчик?». Что известно о конфликте охраны и подростков в ЦУМе

Акции перерабатывающих активов ряда компаний растут в цене. Быстрый подъем бумаг ряда российских НПЗ, например Рязанского НПЗ (структура ТНК), Комсомольского НПЗ (структура “Роснефти”). Акции Рязанского НПЗ, в частности, за последнюю неделю выросли в цене более чем на 50%.

Акции перерабатывающих активов ряда компаний растут в цене. Вчера в целом акции компаний ТЭК-сектора на российской фондовой бирже вели себя “капризно”. Рост по ряду ликвидных бумаг был не существенный — так сказывается царящая на рынке коррекция. Зато вновь выделился “ЮКОС” — прежний лидер роста отличился вчера в резком падении. Правда, к концу торгов бумаги нефтяной компании смогли немного “отыграться”. Итог к закрытию сессии — минус почти 10 процентов.

Также вчера несколько (в пределах от полупроцента до 2 процентов) снизились бумаги других компаний отрасли: “Сибнефти”, “Транснефти” и “Лукойла”. Между тем, как отмечают специалисты “Университета”, несмотря на коррекцию, рынок находится в ожидании свежих западных заказов на покупку в новом квартале, также “бычий” настрой подпитывается позитивными новостями. Так, например, накануне стало известно, что американская ConocoPhillips, планирующая до конца года увеличить свою долю в “”ЛУКОЙЛе”” до 20%, по состоянию на конец III квартала аккумулировала 14,8%.

Во “втором эшелоне” можно отметить рост акций “”Роснефти”. Это аналитики объясняют начавшимся процессом их консолидации перед IPO. Напомним, о таких планах компании заявил накануне министр промышленности и энергетики Виктор Христенко. Кроме того, во “втором эшелоне” можно отметить быстрый рост акций ряда российских нефтеперерабатывающих заводов, например Рязанского НПЗ (структура ТНК), Комсомольского НПЗ (структура “Роснефти”). Акции Рязанского НПЗ, в частности, за последнюю неделю выросли в цене более чем на 50%. В последнее время проявляется существенный интерес к покупке акций этого завода, что указывает на попытку консолидации крупного пакета, добавляют наблюдатели фондового рынка. В целом котировки наиболее ликвидных ценных бумаг на закрытие Фондовой Секции ММВБ выглядели так:

Рязанский нефтеперерабатывающий завод (РНПК) начал свою работу еще 1960 года. В 1995 году вошел в состав ТНК. В 2002 году Рязанский нефтеперерабатывающий завод был реструктурирован в закрытое акционерное общество “Рязанская нефтеперерабатывающая компания”. РНПК производит большой ассортимент нефтепродуктов: автомобильные бензины, дизельные топлива, авиационный керосин, котельные топлива, дорожные и строительные битумы, смазочные масла и др. Мощность по переработке нефти на сегодняшний день составляет 13 млн тонн нефти в год с глубиной переработки нефти, составляющей 61%. На предприятии проводится работа по модернизации производства по расширению ассортимента нефтепродуктов, повышению их качественных характеристик.

Http://www. vsluh. ru/news/oilgas/63025

Нефтеперерабатывающий завод пермь

Разделы

    Анкета Реквизиты Учредители Госзакупки Связи Лицензии ОКВЭД Выписка из ЕГРЮЛ ФНС РФ”> Бухотчетность

Для получения полной информации ознакомьтесь с бухгалтерской отчетностью ООО "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" за 2011–2016 годы.

За период с 2015 года в отношении ООО "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" проведено 48 проверок (42 плановые, 6 внеплановых). По результатам проведённых проверок выявлено 161 нарушение.

Найдена информация об 1 исполнительном производстве в отношении ООО "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" на сумму 0,00 .

ООО "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" действует с 30 июня 1997 г., ОГРН присвоен 21 ноября 2002 г. регистратором МЕЖРАЙОННАЯ ИНСПЕКЦИЯ ФЕДЕРАЛЬНОЙ НАЛОГОВОЙ СЛУЖБЫ № 17 ПО ПЕРМСКОМУ КРАЮ. Руководитель организации: генеральный директор Андронов Сергей Михайлович. Юридический адрес ООО "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" – 614055, Пермский край, город Пермь, Промышленная улица, 84. Основным видом деятельности является «Производство нефтепродуктов», зарегистрировано 25 дополнительных видов деятельности. Организации ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЕОРГСИНТЕЗ" присвоены ИНН 5905099475, ОГРН 1025901216571, ОКПО 00148636.

Телефон, адрес электронной почты, адрес официального сайта и другие контактные данные ООО "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" отсутствуют в ЕГРЮЛ и могут быть добавлены представителем организации.

Http://www. rusprofile. ru/id/1372898

Пермский край – один из немногих регионов России, уникально объединивших в себе всю нефтегазовую вертикаль: от геологоразведки до сбыта готовых нефтепродуктов. Целостность работы нефтяного комплекса Прикамья обеспечивают почти два десятка предприятий, входящих в пермскую Группу «ЛУКОЙЛ», самыми крупными из которых являются ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» и ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтепродукт».

Общая численность основных коллективов пермского «ЛУКОЙЛа» – около 20 тысяч человек. Нефтяной комплекс обеспечивает стабильной работой еще 20 тысяч жителей Прикамья, которые трудятся в подрядных и сервисных организациях, обслуживающих нефтяников.

Крупнейшее нефтедобывающее предприятие Пермского края и одно из крупнейших промышленных предприятий Западного Урала. Входит в тройку лидеров по объему добычи углеводородов среди организаций Нефтяной Компании «ЛУКОЙЛ». Ведет свою деятельность в 26 районах Прикамья, Татышлинском районе республики Башкортостан и Троицко-Печёрском районе Республики Коми. На балансе предприятия находится более ста нефтегазовых месторождений. В структуру ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» входят 12 цехов добычи нефти и газа, 3 цеха транспортировки газа и зависимое предприятие «ПермТОТИнефть».

За последние годы за счет внедрения инновационных технологий, применения передового оборудования, разработки новых перспективных территорий предприятия Группы «ЛУКОЙЛ» в Пермском крае значительно увеличили объемы добываемой нефти, в 2016 году достигнув цифры в 15,4 млн тонн. Ежегодный прирост ресурсов и запасов сопоставим с темпами добычи. Наиболее активная добыча нефти ведётся в Усольском, Куединском, а также на территориях Чернушинского, Частинского и Октябрьского районов.

В 2016 году предприятия Группы «ЛУКОЙЛ» в Пермском крае добыли 1,8 млн. куб. м. газа. За последние годы для создания системы трубопроводного транспорта было заменено 205 километров и построено порядка 177 километров новых газопроводов на территории Пермского края. Это позволило сформировать целостную систему сбора попутного нефтяного газа с северных и южных месторождений региона и направить его на переработку на производственные мощности завода «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез». На ряде месторождений на попутном нефтяном газе успешно работают газотурбинные электростанции, вырабатывая электроэнергию для собственных нужд. Самая крупная ГТЭС — на Ильичевском месторождении в Кунгурском районе. Её суммарная мощность — 16 МВт с возможностью выдачи излишек генерируемой электроэнергии во внешнюю сеть МРСК «Урала» РАО ЕЭС. Один из самых крупных газовых проектов пятилетки направлен на исполнение решений Президента России об утилизации попутного нефтяного газа и доведение этого показателя до 95 процентов. Суммарное финансирование газовой программы за пять лет составило 11 миллиардов рублей.

На территории Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей (ВМКМС) «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» осуществляет уникальный проект добычи нефти под толщей кондиционных запасов калийно-магниевых солей. В 2016 году там пробурена и запущена в эксплуатацию уникальная для пермского региона горизонтальная скважина общей длиной 4 620 м. Значительная часть попутного нефтяного газа с месторождений перерабатывается в электрическую и тепловую энергию для собственных нужд, а также направляется на газоперерабатывающее производство. Основной объём инвестиционных вложений предприятия вкладывается на эксплуатационное бурение, развитие новых технологий, реконструкцию скважин и строительство новых производственных объектов.

Успешная производственная деятельность позволяет нефтяникам оставаться активным участником социального развития территорий своего присутствия. Поддержка территорий осуществляется по четырем направлениям: в рамках реализации Соглашения о сотрудничестве между Пермским краем и ПАО «ЛУКОЙЛ», в ходе ежегодного конкурса социальных и культурных проектов, при выполнении программы благотворительной и безвозмездной помощи, реализуемой посредством БФ «ЛУКОЙЛ», и адресной благотворительной помощи.

Более третьей части трудового коллектива составляют молодые люди до 35 лет. «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» неоднократно признавалось лучшим среди нефтегазодобывающих подразделений ПАО «ЛУКОЙЛ». Кадровая служба предприятия имеет несколько высших наград Всероссийского конкурса «Лучшая кадровая служба». А коллективный договор нефтедобытчиков многократно признаётся лучшим в смотре-конкурсе Коллективных договоров, организованном Профессиональным союзом работников нефтяной, газовой отраслей промышленности и строительства Российской Федерации.

Предприятие ведёт свою историю с ноября 1958 года, когда на Пермском нефтеперерабатывающем заводе были получены первые тонны товарной продукции. Уже через восемь лет развивающийся высокими темпами завод имел в своем составе более 30 технологических установок и был преобразован в Пермский нефтеперерабатывающий комбинат. В 1976 году на базе комбината создано производственное объединение «Пермнефтеоргсинтез». В 1991 году предприятие вошло в концерн «ЛУКОЙЛ», а в 1993 году было акционировано в составе ОАО «ЛУКОЙЛ».

Программа глобального технического перевооружения предприятия создавалась два года и прошла серьезную экспертизу в России и за рубежом. 15 января 1993 года было подписано распоряжение Правительства РФ о строительстве на «Пермнефтеоргсинтезе» новых и модернизации действующих мощностей. Благодаря поддержке Компании «ЛУКОЙЛ» на предприятии развернулась широкомасштабная реконструкция. На первом этапе было построено и модернизировано более 30 технологических установок и объектов общезаводского хозяйства, в том числе проведена комплексная реконструкция коксовой установки, построена установка вакуумной дистилляции мазута, создано современное производство масел, введен в действие комплекс природоохранных объектов.

Второй этап завершился вводом в строй в сентябре 2004 года уникального комплекса глубокой переработки нефти, в составе которого более 20 технологических объектов, основным из которых является установка гидрокрекинга T-Star с блоком гидродеароматизации дизельного топлива. Комплекс дал возможность предприятию без увеличения объемов переработки нефти ежегодно дополнительно вырабатывать более 1,2 млн. тонн дизельного топлива и автобензинов экологических норм Евро-5. В 2007 году была введена в строй установка изомеризации парафинов, выпускающая высокооктановый компонент автомобильных бензинов – изомеризат.

В 2008 году на «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтезе» был освоен выпуск фасованных масел «ЛУКОЙЛ» в канистрах нового дизайна. Это стало возможным с пуском в эксплуатацию современного комплекса по производству, затариванию, хранению и отгрузке моторных масел – трех автоматических линий фасовки масел в 1-, 4- и 5-литровые канистры и склада-накопителя, оборудованного системой электронного учета движения продукции.

В 2015 году на предприятии завершилось строительство очередного комплекса глубокой переработки нефти, который позволил увеличить производство дизельного топлива Евро-5 на 1 млн 100 тыс тонн в год, гидроочищенного вакуумного газойля на 120 тысяч тонн в год, нефтяного кокса – на 400 тысяч тонн в год. Глубина переработки нефти достигла рекордного показателя 98 %.

31 октября 2014 года в состав ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» вошло газоперерабатывающее производство (ранее – самостоятельное предприятие «ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка»). А в 2015 году – тепловая электростанция собственных нужд ТЭС-200, что позволило предприятию за счет собственной генерации полностью отказаться от закупки пара и обессоленной воды, а по электроэнергии свести закупаемые объемы к технологическому минимуму.

В настоящее время технологическая схема предприятия включает в себя следующие процессы: первичная переработка нефти; изомеризация парафинов; гидрокрекинг; каталитический крекинг; каталитический риформинг; экстракция ароматических углеводородов; гидроочистка дизельных фракций и фракций для производства реактивного топлива; деасфальтизация гудронов пропаном, селективная очистка масел фенолом и депарафинизация масляных фракций; деасфальтизация гудронов; производство нефтебитумов; коксование тяжелых остатков; производство серной кислоты и гранулированной серы, процессы газопереработки.

Ежегодно предприятие перерабатывает порядка 13 млн. тонн нефти и газового сырья, производит более 70 наименований нефтепродуктов, в числе которых дизельное топливо и бензины, соответствующие экологическим нормам Евро-5, продукцию газопереработки с высокой добавленной стоимостью. Более 50% выпускаемой продукции отгружается на экспорт.

Продукция производится под контролем системы менеджмента качества, сертифицированной в соответствии с требованиями международного стандарта ISO 9001:2008. На предприятии внедрены и сертифицированы также система экологического управления по стандарту ISO 14001:2004, система управления промышленной безопасностью и охраной труда по стандарту OHSAS 18001:2007 и система энергетического менеджмента по стандарту ISO 50001:2011.

«ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» является лауреатом премии Правительства Российской Федерации в области качества за 2002 год в номинации «За достигнутые значительные результаты в области качества продукции, услуг и внедрение высокоэффективных методов управления качеством».

Среди достижений пермских нефтепереработчиков – участие в конкурсе Европейского фонда менеджмента качества (EFQM) «Совершенство». «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» стал первым промышленным предприятием России, вошедшим в число финалистов конкурса. За успешную реализацию программ «Модернизация технологических трубчатых печей», «Модернизация очистных сооружений» и «В гармонии с природой» предприятие стало лауреатом I степени Национальной экологической премии «ЭкоМир».

Продукция предприятия ежегодно входит в число победителей Всероссийского конкурса Программы «100 лучших товаров России», а само предприятие является неизменным лауреатом городского смотра-конкурса «Лучшее предприятие города по эффективности производства и решению социальных вопросов».

ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтепродукт» — один из крупнейших межрегиональных сбытовых операторов компании «ЛУКОЙЛ». Предприятие реализует бензины, дизельное топливо, битумы, мазуты, газомоторное топливо, фасованные масла, парафины — по различным каналам сбыта на территории Приволжского и Уральского федеральных округов.

– аппарат управления, в подчинении которого 4 нефтебазы и 123 АЗС на территории Перми и Пермского края;

– региональное управление по Кировской области, включающее в себя 1 нефтебазу и 48 АЗС в Кирове и Кировской области;

– региональное управление по Свердловской области, имеющее в составе 1 нефтебазу и 87 АЗС в Екатеринбурге и Свердловской области. Новейшая нефтебаза № 450 (включающая склад фасованных нефтепродуктов), является полностью автоматизированной в части приёма, хранения и отпуска нефтепродуктов;

– региональное управление по Удмуртской Республике, включающее в себя 1 нефтебазу и 64 АЗС в Ижевске и Удмуртской Республике.

ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтепродукт» является одним из крупнейших налогоплательщиков Пермского края, а также значимым элементом социальной сферы и занимает ведущее место среди предприятий нефтепродуктообеспечения Компании «ЛУКОЙЛ». Предприятие уже четыре раза было удостоено звания «Лучшая организация системы нефтепродуктообеспечения Группы «ЛУКОЙЛ».

Стратегия развития ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтепродукт» предусматривает дальнейшее расширение рынков и объемов сбыта нефтепродуктов, развитие сбытовой сети, активную реализацию инвестиционной политики, совершенствование качественного уровня сервиса и организации работы с клиентами, полное удовлетворение потребительского спроса в регионах деятельности на продукты нефтепереработки, а также активное участие в жизни и социально-экономическом развитии регионов присутствия.

Общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Учётный Региональный Центр Пермь» – один из крупнейших учётных центров в России. Создан 1 марта 2010 года с целью перехода к новой модели организации ведения бухгалтерского и налогового учёта на пред­приятиях Группы «ЛУКОЙЛ».

Сегодня «ЛУКОЙЛ-УРЦ Пермь» ведёт учёт, формирует бухгалтерскую, налоговую, статистическую, управленческую отчётность, а с 2015 года – обеспечивает подготовку информации для целей формирования отчётности по международным стандартам (МСФО) для 27 организаций Холдинга. В 2017 году Центр принял на обслуживание ООО «Пермь-Инвест», АО «Морское агентство «Новоторик», ООО «ЛУКОЙЛ-КГПЗ» и ООО «ЛУКОЙЛ ПЕРСОНАЛ».

Предприятия представляют разные виды деятельности, география – почти вся Россия: более 50 населённых пунктов с востока на запад от Красноярска до Калининграда, с севера на юг от Мурманска до Новороссийска.

Безусловно, главная ценность предприятия – его сотрудники. Сегодня в учётном центре работают более 920 профессионалов. Они обслуживают более 60 тысяч работников организаций Группы «ЛУКОЙЛ». За год специалисты готовят около 90 тысяч форм отчётности, обрабатывают свыше 3 миллионов первичных документов.

Приоритетным направлением в развитии «ЛУКОЙЛ-УРЦ Пермь» является оптимизация учётной функции, в том числе за счёт процессного подхода к управлению, автоматизации и стратегии узкой специализации. Яркий пример последней – Транзакционный блок, который выполняет стандартные, массовые функции, за счет чего постоянно повышается производительность труда. Другой важный проект – Call-центр, операторы которого ежедневно консультируют сотрудников лукойловских предприятий по вопросам начисления зарплаты и по­рядка проведения инвентаризации имущества.

«ЛУКОЙЛ-УРЦ Пермь» открыт новому и непрерывно совершенствует работу, воплощая в жизнь инновационные решения. Следуя общемировым трендам экологичности бизнеса, использует современные технологии: электронные архивы документов, передовые способы управления печатью, электронный документооборот как альтернативу бумажному.

Все эти и другие мероприятия позволяют сокращать сроки подготовки отчетности и снижать стоимость бухгалтерских услуг.

В 2014 году коллектив Центра отмечен Почётной грамотой Президента ПАО «ЛУКОЙЛ» «За достижение высоких технико-экономических показателей в работе, вклад в развитие Компании и других организаций Группы «ЛУКОЙЛ». А главное доказательство успешной работы «ЛУКОЙЛ-УРЦ Пермь» – достоверность сформированной отчётности организаций Группы, которая ежегодно подтверждается положительными заключениями независимых аудиторских компаний.

Филиал «ПермНИПИнефть» сегодня является одним из филиалов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», осуществляет комплексное научно-проектное сопровождение деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» в области научного обеспечения геологоразведочных работ, проектирования разработки месторождений, проектирования строительства скважин и обустройства месторождений. Основная задача Филиала – обеспечить эффективную разработку месторождений ПАО «ЛУКОЙЛ» в Пермском крае и республике Коми.

Институт «ПермНИПИнефть» проводит комплексное научное сопровождение всех процессов, связанных с добычей углеводородов, более полувека. Сегодня организация успешно реализует уникальные и масштабные проекты в различных регионах мира. В Филиале работает один из лучших в России Центр исследований керна и пластовых флюидов, где создано 110 высокотехнологичных рабочих мест, оснащенных самым современным исследовательским оборудованием.

Все скважины в Пермском крае бурятся с использованием технологий «ПермНИПИнефть». Разработанные буровые растворы позволяют предупредить возникновение осложнений, сокращают время бурения, снижают технологические и экологические риски, позволяют получить экономический эффект. Некоторые из них не имеют мировых аналогов. Разработанные в филиале технологии крепления обеспечивают высокое качество цементирования и длительные сроки эксплуатации скважин. Для ликвидации геологических осложнений успешно применяются разработанные институтом технологии, которые значительно снижают стоимость работ по сравнению с иностранными компаниями.

Филиалом «ПермНИПИнефть» реализованы на практике современные технологические решения, которые обеспечивают ежегодный стабильный рост добычи на старых месторождениях и постоянное увеличение коэффициента извлечения нефти. За последнее время добыча углеводородов в Пермском крае выросла на 43% и достигла в 2016 году рекордного значения в 15,4 млн. т. за счет широкого внедрения новых технологий: одновременно – раздельной эксплуатации, горизонтального и радиального бурения, гидравлического разрыва пласта.

Инновационные технологии разработки месторождений позволяют наращивать добычу нефти даже в стареющем нефтедобывающем регионе с соблюдением экологических ограничений. Это позволяет научному предприятию, ведущему свою деятельность не только в Пермском крае, но и на территории Коми, Ямало-Ненецкого АО, Башкирии, Удмуртии, Восточная и Западной Сибири, Казахстане, Узбекистане, Ираке, Кот-д-Ивуаре, с уверенностью смотреть в завтрашний день.

За последние годы Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» неоднократно побеждал в городском смотре-конкурсе «Лучшее предприятие города по эффективности производства и решению социальных вопросов, в номинации «Научные исследования и разработки». В 2014 году Филиал занял 1-е место в конкурсе на лучшую организацию работы по охране труда в регионе и был награжден Почетной грамотой Министерства природных ресурсов, лесного хозяйства и экологии Пермского края за большой вклад в развитие и использование минерально-сырьевых ресурсов нефти и газа Пермского края.

Пермское региональное управление (ПРУ) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕТИ» создано решением Правления ОАО «ЛУКОЙЛ» 1 июля 2008 года. Предприятие обеспечивает эксплуатацию, обслуживание и ремонт электрооборудования организаций Группы компаний ОАО «ЛУКОЙЛ» в Пермском крае. Распределительные электрические сети и понизительные подстанции, находящиеся в ведении регионального управления, распределены на всей территории Пермской края и являются составной частью энергосистемы региона.

С 2013 года ПРУ ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕТИ» наделено дополнительными функциями по водоснабжению и водоотведению предприятий Группы «ЛУКОЙЛ» Пермского края.

– цех №17 (нейтрализация, обезвреживание и очистка промышленных стоков), состоящий из четырех участков;

– цех по ремонту промышленных канализационных сетей, состоящий из двух участков;

В управлении работают 710 сотрудников, которые являются высококвалифицированными специалистами: 35% – имеют высшее профессиональное образование, 65% – среднее и начальное профессиональное образование. Пятая часть сотрудников предприятия – молодые работники до 30 лет

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ» в г. Пермь основан в ноябре 2001 года. Сегодня здесь трудится более тысячи сотрудников, что составляет седьмую часть всего персонала «ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ». Помимо Пермского края, специалисты Филиала предоставляют широкий спектр современных телекоммуникационных услуг на территории Свердловской и Кировской областей, Удмуртии и Башкортостана.

Высококвалифицированные специалисты, большой наработанный опыт в сфере ИТО нефтяного производства, современная материально-техническая база позволяет подразделению оказывать услуги заказчикам на мировом уровне и обеспечивать высокую эффективность работы предприятий Компании «ЛУКОЙЛ».

Филиал – признанный лидер на рынке информационно-технологических услуг в Уральском регионе. Как и другие подразделения информационно-технического обеспечения Компании, он прошел путь от небольшого предприятия, оказывающего услуги связи организациям Группы «ЛУКОЙЛ» до главного оператора ИТО Группы организаций «ЛУКОЙЛа» Пермского края.

В 2003 году в состав Филиала были переведены все профильные производства и персонал (ИТ – и АСУ-подразделений) ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез», ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтепродукт» и ООО «Пермнефтегазпереработка».

На сегодняшний день филиал предоставляет большой спектр услуг. В его задачи входит разработка, внедрение и сопровождение интегрированных систем управления нефтяной компанией «ЛУКОЙЛ», автоматизированных систем управления производством и технологическими процессами (АСУТП) и контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА), обеспечение корпоративной информационной безопасности, развитие и обслуживание телекоммуникационной инфраструктуры, предоставление услуг связи, внедрение локальных информационных систем и программных продуктов. Филиал реализует свои проекты на предприятиях нефтегазового сектора Пермского края, республик Башкортостан, Коми, Удмуртии, Волгоградской, Нижегородской, Свердловской, Кировской областей, а также Украины, Румынии.

В филиале ООО «ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ» в г. Пермь созданы уникальные отраслевые центры компетенции (ОЦК) по внедрению и развитию ИСУ основных направлений деятельности ОАО «ЛУКОЙЛ»:

– отраслевой центр компетенции интегрированных систем управления нефтегазодобывающего объединения (ИСУ НГДО);

– отраслевой центр компетенции по нефтепереработке (ИСУ Переработка);

– отраслевой центр компетенции по нефтепродуктообеспечению (ИСУ СБЫТ);

– отраслевой центр компетенции по комплексной автоматизации производства (ОЦК по КАП);

Отраслевые центры компетенции Филиала являются ведущими центрами разработки ИСУ ОАО «ЛУКОЙЛ» и оказывают услуги в области внедрения современных бизнес-решений для повышения эффективности управления бизнесом. Специалисты ОЦК обладают многолетним опытом реализации межрегиональных отраслевых проектов по внедрению систем управления предприятием (на базе решений SAP R/3 и собственных разработок) и знанием специфики работы предприятий отрасли. Особенностью проекта внедрения сложных интегрированных систем является то, что на разных его стадиях приходится решать различные задачи. Поэтому, специалистам, участвующим в проекте, приходится постоянно повышать навыки и компетенцию как в своей, так и в смежных областях.

На техническом обслуживании пермского филиала находятся 69 технологических и вспомогательных объектов, включая 20 распределенных систем управления, 21 локальный контроллер, 33 000 различных датчиков и преобразователей, 3 700 регулирующих и отсечных клапанов, 1 900 диафрагм и другого оборудования.

Обособленное подразделение ООО «ЛЛК-Интернешнл» в г. Пермь представляет собой мощный производственно-коммерческий комплекс, занимающий лидирующее положение по обеспечению российских и зарубежных потребителей смазочной продукцией компании ОАО «ЛУКОЙЛ».

В состав подразделения входят установки блендинга, парки товарно-сырьевых резервуаров, железнодорожные и автоналивные эстакады, автоматизированный склад-терминал фасованных масел, автоматические линии по изготовлению изделий из пластмасс и затариванию масел, накопительные склады, насосные, технологическая система трубопроводных эстакад, а также распределительная система энергоснабжения и системы пожаротушения.

Кроме этого в состав обособленного подразделения включены отделы компании ООО «ЛЛК-Интернешнл», осуществляющие планирование и обеспечение производства, управление товарными потоками на предприятиях, расположенных в Перми, Волгограде и Тюмени; группа по работе с таможенными органами отдела сопровождения экспортных операций, экономический блок и др. Штат обособленного подразделения ООО «ЛЛК-Интернешнл» в г. Пермь составляет более 400 человек.

На сегодняшний день обособленное подразделение «ЛЛК-Интернешнл» в г. Пермь располагает всем необходимым для разработки и выпуска современных масел, отвечающих высоким мировым стандартам качества. После глобальной модернизации производственных мощностей завод оснащен первоклассным оборудованием и использует технологии, лицензированные мировыми лидерами отрасли, такими как ABB Lummus Global, Comprimo, Texaco. Непосредственно для производства автомобильных масел «ЛУКОЙЛ» используются лучшие импортные пакеты присадок от мировых лидеров Chevron Oronite, Ethyl, Infineum, Lubrizol.

Производственная мощность комплекса – 440 тыс. тонн в год, в том числе 184 тыс. тонн в год фасованных масел. Ассортимент продукции превышает 100 наименований. Подразделением производится приготовление и отгрузка базовых, моторных масел, индустриальных, турбинных, трансмиссионных масел, парафинов, экстракта нефтяного и их отгрузка в ж/д вагон-цистерны, автоцистерны. Ведётся фасовка масел в канистры 1, 4, 5, 18 и 50 литров, в металлические бочки объемом 216,5 литров и контейнеры объемом 1000 литров, а также фасовка парафина нефтяного твердого в бумажные мешки.

Продукция «ЛЛК-Интернешнл» в г. Пермь поставляется потребителям в России, странах СНГ и дальнего зарубежья. Поставки базовых масел осуществляются в страны ЕС, Китай, Индию, Бразилию, Мексику, Египет, Иорданию, Тунис, Израиль и др. Моторные масла предприятия рекомендованы для первой и сервисной заправок крупнейшими производителями автотранспорта: Nissan, Renault, Opel, Shevrolet, GM, Kia, Hyundai, Ssang Yong, Uz-Daewoo, KAMAZ, ВАЗ.

Территориальное производственное предприятие «РИТЭК-Уралойл» является подразделением АО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (АО «РИТЭК»), которая входит в Группу компаний ПАО «ЛУКОЙЛ». На «РИТЭК» возложена задача по разработке и внедрению технологий будущего.

Инновационная политика является основой деятельности и развития АО «РИТЭК». С 1992 года Компания создает и осваивает высокоэффективные технологии, направленные на обеспечение прироста запасов углеводородов и увеличение объемов добычи нефти, модернизирует существующие производственные мощности, оптимизирует технологические процессы, привлекает высококвалифицированных специалистов.

География производственной деятельности компании «РИТЭК» – от Заполярья до Юга России. Добыча нефти в ОАО «РИТЭК» осуществляется силами пяти нефтегазодобывающих предприятий. Кроме ТПП «РИТЭК-Уралойл» территориальные подразделения компании работают в Волгоградской и Астраханской областях и Республика Калмыкия (ТПП «Волгораднефтегаз»), Республике Татарстан (ТПП «ТатРИТЭКнефть»), Ханты-Мансийском АО и Ямало-Ненецком АО (ТПП «РИТЭКБелоярскнефть»), Самарской и Ульяновской областях (ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»). Кроме этого АО «РИТЭК» является участником совместного предприятия «Волгодеминойл», которое работает в Волгоградской области.

В настоящее время ОАО «РИТЭК» принадлежит 112 объектов интеллектуальной собственности, в числе которых 79 патентов на изобретения, 26 патентов на полезные модели, 6 свидетельств на товарные знаки, 1 свидетельство на базу данных. Компания владеет лицензиями на право пользования недрами с целью поиска, разведки и добычи углеводородного сырья на территории 10 субъектов Российской Федерации. Компания испытывает технологии водогазового и термогазового воздействия и ведет опытно-промышленные работы на залежах баженовской свиты в Западной Сибири, а также исследования доманиковых отложений.

Ноу-хау Компании успешно применяются на объектах нефтедобывающих предприятий ПАО «ЛУКОЙЛ», России и за рубежом. Сегодня технические разработки «РИТЭКа» приносят реальный доход инвесторам, а поставляемое Компанией оборудование по достоинству оценено нефтедобывающими предприятиями.

ТПП «РИТЭК-Уралойл» ведёт свою деятельность в 18 административных районах Пермского края, имеет 37 нефтяных месторождений, 1 газовое месторождение, 5 объектов подготовки нефти, 735 км трубопроводов и штат из 485 сотрудников

Извлекаемые запасы категорий АВС1 – 35,7 млн. тонн, из которых 14,8 млн т. – активных и 20,9 млн т. – трудноизвлекаемых запасов.

Добыча нефти в 2015 году составила 603 тыс. т, затраты на охрану окружающей среды – 257 млн руб., уровень утилизации попутного нефтяного газа – 83%.

Затраты предприятия на благотворительную деятельность за последние пять лет превысили 55 млн руб.

C 1 декабря 2016 года ООО «УралОйл» стало самостоятельным юридическим лицом.

Еще в советские времена испанская компания «ТОТИСА дэль Эквадор», в сфере коммерческих интересов которой входила разработка нефтяных месторождений и поставка оборудования для нефтепромыслов, активно и успешно сотрудничала с российской внешнеторговой компанией «Союзэкспортнефть». Качество этого партнерства было настолько высоким, что в период либерализации советской экономики президент компании «ТОТИСА» загорелся идеей создать нефтедобывающее СП.

Этот проект был поддержан в Москве и чиновниками, и отраслевыми специалистами. В Пермской области, например, неоценимую поддержку при создании предприятия оказал бывший руководитель объединения «Пермнефть» Александр Черкасов.

После завершения подготовительного и переговорного процесса, длившегося около года, 15 мая 1992 года Министерство экономики и финансов РФ выдало свидетельство о регистрации СП «ПермТОТИнефть» с местом прописке в городе Оса Пермской области. С российской стороны учредителями предприятия выступили объединение «Пермнефть, с иностранной – фирма «ТОТИСА дэль Эквадор». Это было одним из первых в Прикамье совместных предприятий.

Суммарный объем инвестиций иностранцев в «ПермТОТИнефть» только за первые десять лет работы предприятия составил порядка 20 миллионов долларов. Как подчеркивал председатель совета директоров «ПермТОТИнефть» Хорхе Баррос, цель иностранных партнеров как стратегических инвесторов заключалась не получение сиюминутного дохода, а обеспечение стабильного роста и развития проекта, повышение капитализации предприятия.

Сегодня совместное испано–российское предприятие «ПермТОТИнефть», находящееся под равным управлением ООО «ЛУКОЙЛ–ПЕРМЬ» и ООО «Тотиса холдингс», является одним из безусловных лидеров нефтяной отрасли края по устойчивости и динамике развития. Предприятие разрабатывает два нефтяных месторождения – Гарюшкинское и Туркинское, расположенные в Кунгурском районе Пермского края.

В 2015 году, после установки нового энергоцентра и модернизации УПСВ, предприятие достигло 95–процентной утилизации попутного нефтяного газа. К своему 25-летнему юбилею «ПермТОТИнефть» планирует прийти с четырехмиллионной тонной добытой нефти.

ООО «ЛУКОЙЛ-АЭРО-Пермь» является дочерним обществом ООО «ЛУКОЙЛ-АЭРО», осуществляющим деятельность по приему, хранению, контролю качества, подготовке и выдаче авиаГСМ в воздушные суда. Главная задача организации – удовлетворение спроса потребителей, повышении качества оказываемых услуг и привлечение новых клиентов – как зарубежных, так и российских авиакомпаний.

С 2008 года «ЛУКОЙЛ-АЭРО-Пермь» ведёт полномасштабную реконструкцию, предусматривающую строительство новых резервуарных парков и монтаж новейшего современного технологического оборудования с высокой степенью автоматизации. За последние годы на территории ТЗК предприятия произведён монтаж технологических модулей, трубопроводов из нержавеющей стали, построена собственная котельная, трансформаторная подстанция и новое здание административно-бытового корпуса с лабораторией. Это позволило существенно повысить чистоту и качество авиакеросина, спецжидкостей, авиамасел на стадиях приёма, хранения, подготовки к выдаче и заливке в топливозаправщики. Организация располагает современной технической базой: резервуарами РВС-2000 и РВС-400, оснащёнными обогреваемой системой дренирования и системой визуализации контроля качества топлива.

На сегодняшний день ООО «ЛУКОЙЛ-АЭРО-Пермь» является динамично развивающейся компанией с современной системой управления. Кроме того, успешно пройденная сертификация Системы менеджмента качества по стандарту ISO 9001-2008 в области поставок авиаГСМ, авиатопливообеспечения воздушных перевозок и услуг лабораторного анализа, а также системы управления охраной окружающей среды по стандарту ISO 14001 и системы управления профессиональной безопасностью и здоровьем OHSAS 18001.

На основании ведущего мирового опыта эксплуатации воздушного транспорта ООО «ЛУКОЙЛ-АЭРО-Пермь» выработаны жёсткие нормативные требования к качеству топливообеспечения, которое напрямую связано с безопасностью полётов.

В штате предприятия трудятся 60 человек. Большая часть коллектива представлена рабочими специальностями: авиационного техника, оператора, машиниста, водителя, кладовщика. Все они обладают необходимой квалификацией и опытом работы. Каждый из них функционально закреплён за определённым процессом и несёт персональную ответственность за результат. Такие организационные особенности позволяют гарантировать высокую степень обеспечения безопасности полётов

Пермский филиала является региональным подразделением Благотворительного фонд «ЛУКОЙЛ» – одного из первых корпоративных фондов в современной России. Являясь основным инструментом для реализации социально-благотворительных программ Компании в регионах ее деятельности, фонд продолжает традиции российского меценатства, активно взаимодействуя при этом с общественными и государственными институциями.

В основу деятельности БФ «ЛУКОЙЛ» легли следующие основополагающие принципы: системность в реализации долгосрочных программ, стремление к максимальной эффективности каждой из них, открытость в принятии и исполнении решений, корпоративная ответственность. Фонд разрабатывает и реализует свои различные программы в целях улучшения социального климата в регионах деятельности Компании. Адресатами этих программ стали образовательные, медицинские и религиозные учреждения, музеи, театры, творческие и спортивные коллективы, детские дома, ветераны войны и труда.

Бюджет Фонда формируется за счет средств ПАО «ЛУКОЙЛ», его дочерних обществ, а также личных пожертвований руководителей и работников Компании.

Уральское территориальное управление (УТУ) ООО «ЛУКОЙЛ-Интер-Кард» является подразделением единого процессингового оператора по развитию и обслуживанию системы безналичных расчетов за топливо на АЗС «ЛУКОЙЛ» с использованием пластиковых карт и оператором программы поощрения клиентов «ЛУКОЙЛ».

За плечами «ЛУКОЙЛ-Интер-Кард» (сокращенно – «Ликард») более 16 лет успешной работы с российскими и зарубежными клиентами, лидирующие позиции на рынке топливных карт России и стран СНГ. Оператор обслуживает свыше 600 тысяч находящихся в обращении топливных карт «ЛУКОЙЛ» и около 7 млн активных участников программы поощрения клиентов «ЛУКОЙЛ», а также более 65 тыс. компаний, обслуживающихся по Топливным картам «ЛУКОЙЛ».

ООО «ЛУКОЙЛ-Интер-Кард» имеет обширную сеть обслуживания: более 3 700 АЗС в России и за рубежом, оснащенных терминальным оборудованием Системы «ЛИКАРД» для приема Топливных карт ЛУКОЙЛ и других карточных продуктов. «Ликард» предоставляет автовладельцам комплекс сервисных и информационных услуг для учета отпуска топлива на АЗС по пластиковым картам, выстраивает эффективную международную систему взаимоотношений между пользователями топливных карт, предприятиями и партнерскими организациями на базе передовых технологий с целью обеспечения мировых стандартов качества и долгосрочного роста бизнеса.

Принципами «Ликарда» являются эффективность, технологичность, конкурентоспособность, высокое качество сервиса, сбалансированное соблюдение интересов наших клиентов, партнеров и сотрудников компании. Предприятие предлагает удобный и технологичный способ обеспечения топливом и управления расходами на топливо – топливную карту «ЛУКОЙЛ» для юридических лиц, а также гибкую систему скидок и привилегий по картам программы поощрения клиентов ЛУКОЙЛ для физических лиц, предоставляет современное информационное обслуживание, надежные, качественные, профессиональные услуги процессинга.

Коллектив уральского филиала обладает необходимым опытом, знаниями и технологическими возможностями, чтобы подобрать для каждого удобное и эффективное решение, и учесть интересы всех сторон розничного рынка нефтепродуктов – частных автовладельцев, предприятий с крупными и малыми автопарками и владельцев АЗС.

15 апреля 1997 года по решению учредителя – «Агентства «ЛУКОМ-А» – для организации надежной защиты объектов Компании «ЛУКОЙЛ» в Пермском регионе создано «Агентство «ЛУКОМ-А-Пермь».

Организация оказывает услуги по охране объектов на территории 24 муниципальных районов Прикамья и работает в шести регионах. Кроме Пермского края это Республика Башкортостан, Удмуртская Республика, Кировская, Свердловская и Тюменская области.

Руководящий состав Агентства имеет многолетний опыт работы в Вооруженных Силах, правоохранительных органах и спецслужбах. Кадровый состав в основном комплектуется из бывших офицеров ВС, ФСБ, сотрудников МВД, опыт работы которых позволяет обеспечить качественный подход к выполнению поставленных задач.

Агентство осуществляет физическую охрану 219 объектов Заказчика, 217 из которых являются объекты предприятий Группы «ЛУКОЙЛ”». 163 объекта охраняется с помощью ПЦН.

Основные Заказчики Агентства: ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтепродукт», ООО «ЛУКОЙЛ-Аэро», ООО «ЛУКОЙЛ-Транс», ООО «ЛУКОЙЛ-УРЦ Пермь», Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ» в г. Перми, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, ООО «Уралойл», ООО «ЛУКОЙЛ-Камбарская нефтебаза», ООО «ЛЛК-Интернешнл».

В 2016 году на охраняемых объектах выявлено более 22 тысяч нарушений пропускного и внутриобъектового режимов, за совершение противоправных действий на охраняемых территориях задержано и передано в органы внутренних дел 19 человек, на нефтепроводах и продуктопроводах Заказчиков выявлено 23 несанкционированных врезки, предотвращено и предупреждено более 104 факта хищений охраняемого имущества.

Работники Агентства регулярно поощряются Благодарственными письмами и Грамотами Минэнерго России и ПАО «ЛУКОЙЛ».

Региональная структура Агентства постоянно развивается, совершенствуются формы и методы работы. Меняется в сторону расширения перечень задач, возрастает квалитативный уровень их решения. Неизменными остаются только принципы: качество, высокий профессионализм и надёжность.

ОАО «Пермское транспортное предприятие» холдинга «Спецнефтетранс» является одним из крупнейших предприятий Перми, предоставляющим полный комплекс автотранспортных услуг предприятиям Группы «ЛУКОЙЛ», а также сторонним организациям и частным лицам Перми и Пермского края.

История предприятия началась в 1951 году с создания Главной Автотранспортной Конторы (ГАТК) для обеспечения автоперевозками крупнейшего на Западном Урале нефтеперерабатывающего завода, которая впоследствии преобразуется в Автобазу №3 Треста «Пермстройтранс» «ГлавЗападУралСтроя»

В дальнейшем Автобаза № 3 претерпевала изменения, как в количественном, так и в качественном виде. Менялись марки автомашин, расширялась география перевозок, обновлялись основные фонды. Как территориально удачно расположенное, имеющее современные производственные фонды и хорошо подготовленный кадровый состав, предприятие становится идеальным партнером для ЗАО ТК «ЛУКОЙЛ-Транс» в части обеспечения автотранспортными услугами предприятий НК «ЛУКОЙЛ» в Пермском регионе.

В 1992 году в ходе приватизации государственной собственности на базе автоколонны образовалось ОАО «Урал-Вест», а в 1997 году – ОАО ПАТП «ЛУКОЙЛ-Транс». Исполняя решение нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» по сокращению издержек в себестоимости нефтепродуктов, произошло значительное укрупнение предприятия за счет передачи в аренду с последующим выкупом автотранспортных средств от лукойловских структур Пермского региона. В результате этих преобразований количество автотранспорта в предприятии возрастает от 140 до 380 единиц. Доля объема оказываемых услуг предприятиям ПАО «ЛУКОЙЛ» увеличивается с 50 до 80 процентов.

С июля 2004 года предприятие начинает деятельность по междугородной перевозке произведённых в Перми фасованных нефтепродуктов для предприятий ООО «ЛУКОЙЛ-Центрнефтепродукт», ООО «ЛУКОЙЛ-Средневолжскнефтепродукт», ООО «ЛУКОЙЛ-Уралнефтепродукт» и ООО «ЛУКОЙЛ-Нева». С 1 января 2005 года ПТП объединяется с Пермским филиалом ЗАО «ЛУКОЙЛ-Транс» – Управлением Технологического Транспорта. В результате этого автомобильный парк пополнился технологическим и специализированным транспортом.

С января 2005 года в состав ОАО ПАТП «ЛУКОЙЛ-Транс» вошла Кировская автоколонна. В феврале 2005 года предприятие переименовывается в Открытое акционерное общество «Пермское транспортное предприятие». С 2006 года – вошло в транспортный холдинг «Спецнефтетранс».

В настоящее время ПТП состоит из семи автотранспортных колонн, которые расположены в городах Пермь и Киров, а также на парковках в Пермской крае и Кировской области. Автомобильный парк составляет около 500 единиц. На предприятии работают свыше 800 человек.

Деятельность ОАО «ПТП» включает в себя следующие основные направления:

– обеспечение потребностей в транспортных услугах основных заказчиков: ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтепродукт» и предприятий «ЛУКОЙЛ»;

– оказание услуг сторонним предприятиям и частным лицам, расположенным в г. Перми и Пермском крае;

– оказание услуг специализированным и технологическим транспортом. Проводя политику дальнейшего снижения издержек на производство нефтепродуктов, предприятие применяет для организаций «ЛУКОЙЛ» гибкую систему скидок, улучшает культуру обслуживания клиентов, обновляет модельный ряд подвижного состава – все это позволяет сегодня занимать ОАО «ПТП» стабильную позицию на рынке автоуслуг в Уральском регионе.

Современное предприятие буровиков Прикамья – Пермский филиал ООО «Буровая компания «Евразия» («БКЕ») – образовалось в 1996 году в результате слияния буровых предприятий, расположенных на территориях городов Краснокамск, Березники, Оса, Кунгур, Чернушка и посёлка Полазна.

Всего строительство нефтяных и газовых скважин предприятиями, правопреемником которых является Пермский филиал ООО «БКЕ», ведётся с 1929 года, когда было открыто первое в Прикамье месторождение нефти. За это время пермские буровики приобрели огромный опыт ведения буровых работ.

В настоящее время Пермский филиал ООО «Буровая компания «Евразия» ведет строительство поисковых, разведочных, эксплуатационных нефтяных и газовых скважин на территории Пермского края, в Республике Башкортостан и Республике Татарстан. В настоящее время в состав филиала входят 20 буровых бригад, 7 бригад по бурению вторых стволов, 7 вышкомонтажных бригад.

Кроме обычных методов бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин буровики Пермского филиала владеют и при необходимости успешно применяют:

· строительство скважин и высококачественное крепление обсадных колонн в продуктивной толще калийных солей Верхнекамского месторождения;

· цементирование обсадных колонн методами обратной заливки и прямой круговой циркуляции цементного раствора;

· первичное вскрытие продуктивных пластов на депрессии с промывкой нефтью, аэрированной азотом;

· строительство горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин;

При строительстве и ремонте скважин Пермский филиал использует следующие виды технологических работ:

– геонавигационное сопровождение бурения наклонно-направленных, горизонтальных, пологих скважин и боковых стволов;

– разработка рецептур, поставка химреагентов, контроль и регулирование параметров буровых растворов;

– обслуживание блоков флокуляции и систем очистки буровых растворов.

Основными заказчиками Пермского филиала являются ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ТПП «РИТЭК-Уралойл», ТПП ТатРИТЭКнефть»,ООО «Башнефть-Добыча», ООО «Единые нефтепромысловые энергетические системы».

В 2013-2015 гг. в Пермском филиале существенно обновлён парк буровых установок – проведена модернизация действующих установок, приобретены современные модели буровых установок отечественного и импортного производства. В филиале ведётся планомерная работа по обновлению парка вагон-домов. Для комфортного проживания в полевых условиях при работе вахтовым методом приобретены современные оборудованные всем необходимым жилые городки.

Как и в целом в ООО «Буровая компания «Евразия», в Пермском филиале действует коллективный договор. Активно работает профсоюзная организация. ьФилиал привлекателен для работников не только стабильной заработной платой и солидным социальным пакетом, но и возможностью участия в интересных корпоративных мероприятиях – туристических слётах, спартакиадах, туристических поездках. Ежегодно на предприятии подводятся итоги конкурса «Лучший по профессии» среди буровых вахт, вахт по бурению вторых стволов и вышкомонтажных звеньев. Лучшим буровикам присваивается звание «Почётный буровик года».

В филиале активно ведётся работа с молодёжью. Действуют программы социальной поддержки молодых специалистов. Проводятся конкурсы молодёжных научно-технических разработок, «Лучший молодой работник». Действует Совет молодых работников.

Головной офис Пермского филиала расположен в поселке Полазна в 45 км от Перми. Экспедиции глубокого эксплуатационного бурения базируются в посёлке Полазна, городах Оса и Березники.

ООО «МЕДИС» – медицинская организация, специализирующаяся на оказании медико-санитарной и иной амбулаторно-поликлинической помощи работникам промышленных предприятий. Организация зарекомендовала себя лидером рынка медицины труда, реализующим себя как эффективно организованная, технически оснащенная команда профессионалов, мотивированных на успех. Сегодня ООО «МЕДИС» ассоциируется с гарантией надежности, порядочности и высокого профессионализма

Организация является стратегическим партнером ОАО «Капитал Страхование» и организаций Группы «ЛУКОЙЛ» по оказанию медицинской помощи работникам нефтегазовой отрасли и участником Программы формирования «Системы охраны здоровья работников организаций Группы «ЛУКОЙЛ».

За прошедшие 12 лет ООО «МЕДИС» стало крупной медицинской компанией, специализирующейся на оказании медицинской помощи в области производственной медицины. Её филиалы работают в 14 городах России, в том числе и Перми.

ОАО «Капитал Страхование» (ранее – «Страховая группа «ЛУКОЙЛ», «Страховая группа «КапиталЪ») входит в Группу компаний РОСГОССТРАХ. В настоящее время ОАО «Капитал Страхование» является одним из лидеров корпоративного страхования в России. Ключевое направление деятельности компании – страхование крупных рисков в топливно-энергетическом комплексе.

ОАО «Капитал Страхование» предоставляет широкий спектр услуг: от страхования уникальных промышленных комплексов, таких как предприятия нефтедобычи, нефтепереработки и нефтепродуктообеспечения, до комплексных программ защиты здоровья персонала предприятий.

Значительный рост объемов принимаемой на страхование ответственности позволил компании к середине 1996 г. войти в десятку крупнейших страховщиков России. Спустя некоторое время накопленный опыт корпоративного страхования и значительные внутренние возможности обусловили пересмотр маркетинговой политики и постепенный выход на открытый рынок. Вследствие этого в 2003 г. «Страховая компания «ЛУКОЙЛ» в составе одноименной Страховой группы получила название «КапиталЪ Страхование» (с начала 2009 года – ОАО «Капитал Страхование»). В 2010 году компания в составе СГ «Капитал» присоединилась к крупнейшему российскому страховщику – Группе компаний РОСГОССТРАХ.

Наиболее интенсивно деятельность компании ведется по страхованию имущества, ответственности и добровольному медицинскому страхованию корпоративных клиентов. ОАО «Капитал Страхование» является одним из лидеров рынка по имущественному страхованию. Так, в структуре страховых премий доля страхования имущественных рисков в 2011 г. составила свыше 5 млрд руб. или почти 60% от совокупных сборов.

ОАО «Капитал Страхование» входит в число крупнейших страховщиков России по объёму собранных страховых премий. По итогам деятельности компании в 2011 г. совокупные страховые премии превысили 8,5 млрд рублей.

Компания входит в число организаций, руководствующихся Кодексом профессиональной этики страховщиков. Деятельность компании отмечена сертификатами ЮНЕСКО, дипломами и почетными грамотами МЧС России.

Http://permneft-portal. ru/about/

    Нефтеперерабатывающий завод топливно-маслянонефтехимического профиля. Расположен в 9 км от г. Пермь. Перерабатывает смесь нефтей с месторождений севера Пермской области и Западной Сибири. Нефть на завод поступает по нефтепроводам Сургут-Полоцк и Холмогоры-Клин. Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по нефтепродуктопроводу Пермь-Андреевка-Уфа. Мощность — 13,1 млн т/год. Индекс сложности Нельсона — 9,4. Основные конверсионные процессы — установки гидрокрекинга T-Star (65,2 тыс. барр./сут), каталитического крекинга (9,3 тыс. барр./сут), коксования (56,0 тыс. барр./сут).

Завод введен в эксплуатацию в 1958 году, и в 1991 году вошел в состав группы «ЛУКОЙЛ». В 1990-х годах на заводе реализована программа реконструкции коксовой установки, построена установка вакуумной дистилляции мазута, создано производство масел, введен комплекс природоохранных объектов, введена в строй установка по утилизации сероводорода и производству серной кислоты.

В 2000-х годах введен комплекс глубокой переработки нефти, введен узел подачи присадок в дизтопливо на установке гидродеароматизации, введена в строй установка изомеризации, проведена реконструкция установок АВТ, проведена модернизация атмосферного блока установки АВТ-4 с увеличением мощности на 125 тыс. т/год. В 2008 году мощность НПЗ была увеличена до 12,6 млн т/год.

В 2011—2014 гг. увеличена до 1 млн т/год мощность установки замедленного коксования, внедрена современная распределенная система управления на базе микропроцессорной техники на установках гидрокрекинга, производства водорода, узле подготовки сырья, установках деасфальтизации и депарафинизации, выполнена модернизация установки гидроочистки дизельного топлива, завершено техническое перевооружение вакуумного блока установки АВТ-4.

В 2015 году введен в эксплуатацию Комплекс переработки нефтяных остатков, позволяющий перейти на безмазутную схему и увеличить выход светлых нефтепродуктов, завершено также строительство энергоблока установленной мощностью 200 МВт.

В 2016 году Компания завершила реконструкцию Блока гидродеароматизации дизельного топлива установки гидрокрекинга. Это позволит увеличить производство зимних дизельных топлив, соответствующих стандарту Евро-5. Достигнута рекордная глубина переработки нефти – 97%.

Http://startng. ru/kompanies/ooo-lukojl-permnefteorgsintez-permskij-npz/

Проектирование нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) – это процесс создания проектно-сметных документов (ПСД). Проектная и сметная документация – это комплект: чертежи в графике и текстовая информация (пояснительные записки, технические указания, общие данные, спецификации, локальные сметы). ПСД описывает и отображает планируемое предприятие: архитектуру, конструктив, технологию производства и инженерные коммуникации.

Она предназначается для реализации объекта капитального строительства нефтеперерабатывающего завода или реконструкции существующего. На основании проектных решений и разработок демонстрируется и выявляется наилучший вариант будущего, планируемого завода. Натурной, фактической реализации строительства предприятия предшествует его строительство на бумажном носителе.

Задачи проектирования нефтехимических предприятий кратко формулируются таким образом: «Выполнить проектирование нефтеперерабатывающего завода по выпуску определенной марки или номенклатуры, с требуемым качеством, при оптимальных (минимальных) затратах на строительство с учётом требований по пожарной и промышленной безопасности и охраны труда».

Они содержатся в техническом задании от заказчика на проектирование НПЗ и включают:

    оптимизация технологических схем; выбор номенклатуры установок НПЗ; определение мощности процессов; основные технические и экономические показатели.

    определение мощности в натуральном выражении по выпуску сырья и вырабатываемой продукции; определение стоимости продукции; затраты на капитальное строительство или реконструкцию.

    выбор и формирование функциональности производственных цехов и подразделений; разработка и логистика структуры управления; организация труда с учетом последних достижений передовых технологий, науки и техники.

    формирование основных задач и целей НПЗ; инвестиционный и экономический анализ будущего завода; выбор земельного участка, с учетом региональной специфики; создание эскизных вариантов НПЗ. Выбор и утверждение заказчиком оптимального варианта; получение технических условий от ресурсосодержащих организаций и муниципальных органов; создание проекта НПЗ в стадии «П». Получение заключения государственной экспертизы, экспертизы промышленной безопасности на проект – положительного; разработка разделов рабочего проекта НПЗ, которая включает генплан, транспорт, архитектуру, конструктив, технологию производства, отопление, вентиляцию и кондиционирование, водоснабжение и водоотведение; автоматику, электрику, газоснабжение, пожаротушение, общезаводское хозяйство, очистные сооружения, ИТМ, ГО и ЧС и другие необходимые и заданные в ТЗ разделы.

Http://perm. phct. ru/neftepererabatyvayushhij-zavod/

Пермский край – один из немногих регионов России, уникально объединивших в себе всю нефтегазовую вертикаль: от геологоразведки до сбыта готовых нефтепродуктов. Разведанные запасы нефти в области оцениваются более чем в 580 млн тонн. При текущих уровнях добычи регион обеспечен нефтью более чем на 30 лет.

Нефтегазовый сектор Пермского края можно назвать устоявшимся, с минимальным уровнем изменений. В целом, несмотря на наблюдаемый прирост добычи нефти и газового конденсата, доля региона в общероссийской добыче на протяжении последних десяти лет не превышает 2-3%. Годовой объем добычи нефти и газового конденсата в Пермском крае в 2016 году составил 15,7 млн тонн против 15,5 млн тонн в 2015 году.

«В основном разрабатываются месторождения в центральных и южных районах Пермского края. С северными месторождениями ситуация сложнее, поскольку там сложнее добраться до нефти, но и там залежи разрабатываются», – говорит Олег Атласкиров, генеральный директор ООО «Нефтетехсервис».

Запасы нефти и газа региона достаточно интересны для сторонних инвесторов. Прежде всего, их привлекают неразведанные запасы углеводородов в Соликамской депрессии – уникальном по своим характеристикам районе. Дальнейшая разведка нефтегазовых месторождений в северных районах Пермского края относится к стратегическим проектам.

«Динамика роста добычи в Прикамье вызывает тревогу. Прошлогодний рост меньше, чем в среднем по стране (2,5%), и ниже, чем в 2015 году, когда нефтяники в крае увеличили добычу на 4%. Темпы роста добычи, таким образом, замедляются», – комментирует Марк Гойхман, ведущий аналитик ГК TeleTrade.

По его мнению, это во многом связано со спецификой региона. Разведанные запасы рассредоточены между 229 месторождениями, в эксплуатации находятся 168 из них. Свободных значимых по запасам участков в крае нет. Поэтому сложно ожидать крупные дополнительные объемы.

«Ситуацию сильно не изменил и общемировой рост добычи в 2014-2015 годах, когда нефтедобывающие страны пытались компенсировать выпадающие доходы, возникшие в результате более чем двукратного падения цен, за счет увеличения объема продаж. В этот период рост объема добычи нефти в Пермском крае держался на уровне 4%. Однако сразу после подписания соглашения об ограничении добычи рост снизился до 2,2% в 2016 году. С учетом того, что соглашение ОПЕК+ будет действовать до марта 2018 года, темпы наращивания объема добычи нефти в 2017 году продолжат снижение», – говорит Антон Быков, ведущий аналитик ООО «Аналитик-Сервис».

«Снижение роста ВРП связано, прежде всего, с обвалом цен на нефть более чем в два раза в 2014-2015 годах и уже во вторую очередь с санкциями. К тому же российским компаниям удалось достаточно быстро наладить производство отечественного оборудования и на 80% закрыть сектор добычи нетрудноизвлекаемой нефти, которую как раз и добывают в Пермском крае»,

По мнению Атласкирова, западные санкции, конечно, отразились на нефтегазодобыче, но в Пермском крае не столь масштабно, как в Западной Сибири. ЛУКОЙЛ, имеющий «довлеющее» значение в регионе, как известно, является частной компанией. Однако это не помешало США включить его в санкционный список. Тем не менее пермское подразделение компании продолжает сотрудничество с иностранными партнерами как по вопросам экспорта нефти, так и по другим различным техническим моментам.

В Пермском крае ЛУКОЙЛ разрабатывает более 55% площадей месторождений и занимает 98% добычи в регионе. Среди новых проектов дочерней компании «ЛУКОЙЛ-Пермь» – два месторождения, заявленные в 2016 году: Южно-Калмиярское (128 тыс. тонн) и Западно-Чикулаевское (279 тыс. тонн).

Добыча «ЛУКОЙЛ-Перми» в 2016 году составила 15,4 млн тонн нефти. Этот же объем добычи компания запланировала на 2017 год.

Между тем чистая прибыль «ЛУКОЙЛ-Перми» по РСБУ в 2016 году составила 56,7 млрд руб., что на 1,1% меньше, чем в 2015 году. Выручка за 2016 год увеличилась на 4,8%, до 212,8 млрд руб. Себестоимость добычи снизилась на 3,9%, до 112,9 млрд руб. Валовая прибыль увеличилась на 16,6%, до 99,9 млрд руб. Прибыль от продаж показала рост на 5%, составив 69,8 млрд руб. Прибыль до налогообложения практически не изменилась – 68,1 млрд руб.

«Поскольку крупных нефтеносных участков в крае нет, на первый план в нефтедобыче выходит не масштаб, а минимизация затрат. И развитая инфраструктура края – важное преимущество. Например, Южно-Калмиярское месторождение будет осваиваться с минимальными капиталовложениями, которые оцениваются в 150 млн руб.», – говорит Гойхман.

Обилие малых месторождений в Пермском крае, хотя и имеет недостатки в плане повышения добычи, обеспечивает привлекательность отрасли для небольших компаний. Их притягивает развитая транспортная инфраструктура, чего нет во многих других регионах нефтедобычи.

«В регионе работает 31 малое добывающее предприятие, в этом специфика края. Относительно невысокие необходимые инвестиции обеспечивают большое количество участников рынка. Однако они не создают конкуренции основному игроку», – отмечает Гойхман.

Как считает Алексей Калачев, аналитик ИК «Финам», в Пермском крае созданы благоприятные условия для работы небольших нефтедобывающих компаний, выстроена система приема и переработки нефти с небольших месторождений на рыночных условиях, что и привлекает к нефтедобыче множество участников.

К небольшим нефтедобывающим компаниям можно отнести компанию «РИД Ойл-Пермь», которая в июне 2017 года завершила сделку по приобретению малой нефтяной компании «Пермоблнефть».

«Пермоблнефть» имеет лицензии на разработку Самойловского (Чернушинский район, общие геологические запасы нефти по категории С1+С2 составляют 2,5 млн тонн) и Красносельского (Уинский район, общие геологические запасы нефти по категории С1+С2 составляют 1,5 млн тонн) месторождений. «Пермоблнефть» фактически прекратила добычу после кризиса 2008 года.

По сведениям газеты «Коммерсантъ», в 2016 году на Самойловском и Красносельском месторождениях было добыто 499,27 тонн нефти, что на 405 тонн больше, чем в 2015 году. Выручка от реализации составила 2,145 млн руб., убыток до налогообложения — 17 млн руб. На конец 2015 года из 15 скважин 12 находились в консервации.

Калачев полагает, что приобретение «Пермоблнефти» с лицензиями и готовыми скважинами, пусть и законсервированными, позволит «РИД Ойл-Пермь» нарастить запасы, сэкономить на разведке, получении лицензий и стартовых платежах.

Консолидация добычных активов позволит оптимизировать производственные и административные издержки.

«РИД Ойл-Пермь» в 2016 году выиграла аукцион на Беляевский участок. Месторождения в Оханском районе Пермского края составляют 257 тыс. тонн нефти, предварительно оцененные запасы – около 1,5 млн.

Среди малых нефтяных компаний также можно выделить предприятия пермской группы НК «Нефтиса» (с лета 2017 года находятся под контролем АО «Уралнефтесервис», УНС), которые владеют семью лицензионными участками на территории Пермского края и одним в Свердловской области. Нефть добывается на Ожгинском и Алтыновском газонефтяных месторождениях (УНС), Дубовогорском нефтяном месторождении (ООО «СтандартНафта»), нефтяных Капканском и Каменском и Ескинском нефтегазоконденсатном месторождении (ЕНЭС). Оператором добычи нефти на месторождениях Пермской группы является УНС. Добыча нефти пермской группы за 2016 год составила 234,1 тыс. тонн.

Разведанных запасов нефти в регионе хватит на 30 лет, их доля от разведанных общероссийских запасов составляет примерно 3%. Однако, отмечают эксперты, перспективы нефтегазового сектора Пермского края не выглядят воодушевляющими.

«Роль нефти как главного источника энергии в ближайшее десятилетие будет постепенно снижаться вместе с ценой, уступая место природному газу, разведанных запасов которого в Пермском крае в сравнении с общероссийскими запасами очень мало.

Необходимо уже сейчас готовить программу замещения нефтегазового сектора, финансируя ее разработку и реализацию с помощью доходов от добычи нефти. Особенно с учетом благоприятной ценовой конъюнктуры до окончания срока действия соглашения ОПЕК+ в марте 2018 года»,

Марк Гойхман отмечает, что для длительной перспективы важно то, что в крае есть потенциальные неразведанные ресурсы нефти, которые можно оценить в 750 млн тонн. Эта сырьевая база очень неоднородна. Небольшие запасы залегают на достаточно малой глубине (до 500 метров), и их разработка будет по затратам даже ниже, чем сейчас.

«Но основные перспективы по объемам связаны с освоением пластов мощностью более 15 км, тогда как сейчас разрабатываются глубины до 2,5 км. Соответственно, более активные работы на таких горизонтах – дело отдаленного будущего, когда обозначится исчерпание существующих и разведанных месторождений»,

Как отмечает Олег Атласкиров, ЛУКОЙЛ (вернее, его дочерняя компания ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез») формирует не менее 70% краевого рынка нефтепродуктов. В регионе действуют и другие крупные предприятия нефтегазохимической промышленности, среди которых следует отметить «СИБУР-Химпром» и «Уралоргсинтез».

«ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» ежегодно перерабатывает около 13 млн тонн нефти и газового сырья, производя более 70 наименований нефтепродуктов, включая дизельное топливо и бензины, продукцию газопереработки с высокой добавленной стоимостью. Более 50% выпускаемой продукции отгружается на экспорт. В 2016 году компания завершила реконструкцию блока гидродеароматизации дизельного топлива установки гидрокрекинга, что позволило увеличить производство зимнего дизельного топлива, соответствующего стандарту «Евро-5». Масштабные инвестиции в нефтеперерабатывающий завод позволили предприятию первым в стране достичь глубины переработки 98%.

В ноябре 2017 года на пермской площадке СИБУРа «Сибур-Химпром» состоялась торжественная церемония погружения первой сваи производства пластификатора общего назначения – диоктилтерефталата (ДОТФ) мощностью 100 тыс. тонн в год. Дефицит рынка базовых пластификаторов в России составляет около 60 тыс. тонн в год, основные поставки идут из Европы. Запуск российского импортозамещающего производства запланирован на 2019 год. Стоимость проекта оценивается в 6,95 млрд руб.

ДОТФ является одним из ключевых компонентов напольных и кровельных покрытий, обоев, кабельных пластикатов и другой продукции строительной отрасли.

Сегодня СИБУР уже имеет контракты с переработчиками, которые ждут завершения строительства, синхронизируя свои планы со стройкой.

Строительство реализуется в партнерстве с Пермским краем в рамках подписанного на восемь лет инвестиционного контракта, который позволит привлечь в регион дополнительные инвестиции и создать высокопроизводительные, высокотехнологичные рабочие места. На период контракта СИБУР будет полностью освобожден от налога на имущество и сможет воспользоваться сниженной с 16,5% до 13,5% ставкой налога на прибыль.

«СИБУР-Химпром» – одно из крупнейших предприятий Пермского края. Его производственные мощности позволяют ежегодно выпускать 220 тыс. тонн этилбензола, 135 тыс. тонн стирола и 100 тыс. тонн полистирола, а также бутиловые спирты, пропилен и сжиженные углеводородные газы (СУГ).

На заводе «Уралоргсинтез» 7 декабря 2017 года была выработана миллионная тонна бензола. А 17 апреля 2017 года компания «ЭКТОС» закрыла сделку по выкупу у «СИБУР Холдинга» 100% акций акционерного общества «Уралоргсинтез». Сумма сделки составила 22 млрд руб.

Основными направлениями производственной деятельности «Уралоргсинтеза» являются производство из углеводородного сырья СУГ и высокооктанового компонента топлива – метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ).

Мощности «Уралоргсинтеза» по фракционированию углеводородного сырья составляют 910 тыс. тонн в год, по производству МТБЭ – 220 тыс. тонн в год, по бензолу – 95 тыс. тонн в год.

В рамках сделки между СИБУРом и ЭКТОСом был подписан ряд долгосрочных соглашений, включая договоры процессинга и поставки сырья с гарантированными объемами загрузки основных установок «Уралоргсинтеза».

Влияние основных нефтедобывающих компаний на экономику Пермского края можно оценить опять же в привязке к ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», которое, согласно официальному сайту компании, является крупнейшим налогоплательщиком в регионе. Согласно данным ЛУКОЙЛа, за последние пять лет компания заплатила в бюджет края порядка 64,5 млрд руб.

«Чтобы понять степень значимости компании для наполнения регионального бюджета, достаточно посмотреть на долю ее отчислений в совокупных налоговых и неналоговых поступлениях Пермского края за аналогичный период.

При общем объеме налоговых и неналоговых доходов в размере 398 млрд руб. доля ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» в них составляет порядка 16,2%, что говорит о его стратегической значимости для регионального бюджета»,

– говорит Мухамед Косов, младший директор отдела корпоративных и суверенных рейтингов «Эксперт РА».

Вместе с тем «ЛУКОЙЛ-Пермь» в 2016 году получила льготу по налогу на прибыль в размере 2,9 млрд руб. за счет действующей в Пермском крае пониженной ставки налога (13,5%). В 2015 году льгота составила 2,8 млрд руб. В рамках соглашения о сотрудничестве между ЛУКОЙЛом и Пермским краем, впервые подписанном в конце 2005 года, компания ежегодно инвестирует в регион дополнительные средства, полученные в результате применения в регионе пониженной ставки налога на прибыль.

Общий объем инвестиций, направленных компанией на развитие региона в рамках сотрудничества с Пермским краем, с 2006 по 2016 год составил 17,4 млрд руб. По итогам 2017 года допфинансирование инвестиционных и социальных проектов должно составить 1,64 млрд руб. против 1,3 млрд руб. в 2016 году.

В 2018 году ЛУКОЙЛ направит более 1,6 млрд руб. на производственные проекты и реализацию социальных инициатив в Пермском крае. Одним из существенных моментов является реализация инфраструктурных проектов, в частности обеспечение поставок природного газа потребителям в Прикамье.

Кроме ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», основными предприятиями группы «ЛУКОЙЛ» на территории Пермского края являются указанный выше нефтеперерабатывающий завод «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» и сбытовая компания «ЛУКОЙЛ-Пермнефтепродукт», объединяющая четыре нефтебазы и 123 АЗС. Структура продаж сбытовой сети: бензин – 61,3%, дизельное топливо – 37,8%.

Http://oilcapital. ru/article/general/09-01-2018/neftyanoy-tsentr-urala-17523bd5-2402-4d78-a46e-763c46e81239

Нефтеперерабатывающий завод горит в Перми. Пожару присвоили четвертый уровень сложности, передает телеканал «МИР 24».

Предприятие принадлежит компании «Лукойл-Пермь». Как уточняет ТАСС, огонь вспыхнул на одной из нефтеперегонных установок. В настоящее время пожарные остановили распространение пламени на другие объекты предприятия. Кроме этого, удалось избежать взрыва одного из насосов, перекачивающего нефть. Пострадавших, по предварительным данным, нет.

Возгорание на улице Промышленная поступило сегодня в 3:38 по местному времени (1:38 мск). Пожар был локализован в 8:00 (06:00 мск).

Накануне на западе Москвы произошел Пожар в жилом доме. Из горящей квартиры были спасены шесть человек. Двое жильцов получили ранения.

Четвертого мая в Самаре Загорелся местный рынок. Горела бытовая химия на общей площади 200 квадратных метров. В результате ЧП никто не пострадал.

Межгосударственная телерадиокомпания «Мир» была создана в 1992 году Соглашением глав государств-участников СНГ в целях освещения политического, экономического и гуманитарного сотрудничества, формирования общего информационного пространства и содействия международному обмену информацией.

Онлайн-трансляция эфирного потока в сети интернет без согласования строго запрещена. Трансляция эфира возможна исключительно при использовании плеера и системы онлайн-вещания Закрытого акционерного общества МТРК “Мир”. Заявка на организацию трансляции.

Свидетельство о регистрации СМИ ЭЛ № ФС77-50090 от 06 июня 2012 года. Свидетельство выдано Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций. Все права на любые материалы, опубликованные на сайте, защищены в соответствии с российским и международным законодательством об авторском праве и смежных правах. Любое использование текстовых, фото, аудио – и видеоматериалов возможно только с согласия правообладателя (МТРК «МИР»).

Http://mirtv. ru/video/54242/

В 2016 году большинству промышленных предприятий Пермского края придется адаптироваться к новым экономическим реалиям — снижать объемы производства и экономить на собственных сотрудниках.

По мнению руководителей группы компаний «Пермская компания нефтяного машиностроения», в которой основное производство расположено в городе Краснокамск, предприятие останется одним из стабильно работающих. Урезание зарплат, переход на четырехдневную рабочую неделю или вовсе сокращения персоналу не грозят. Доказательство тому — новый коллективный договор, основные пункты которого не будут пересмотрены вплоть до 1 мая 2017 года.

Коллективный договор — правовой акт, регулирующий социально-трудовые отношения между работодателем и работником. Он дополняет нормы, установленные Трудовым Кодексом, определяет основные права и обязанности сотрудников, а также дополнительные социальные гарантии.

Практика подписания коллективного договора, обусловленная расширением штата и потребностью регулирования взаимоотношений между администрацией предприятия и персоналом, существует в ГК «ПКНМ» около 7 лет. Первый коллективный договор был оформлен в 2009 году с работниками Краснокамского производства.

— Во-первых, меняется законодательство. Во-вторых, возникают разные ситуации, не предусмотренные трудовым кодексом, но в которых человеку необходима поддержка. Как раз эти моменты и прописаны в коллективном договоре нашего предприятия,— поясняет генеральный директор Краснокамского завода «ПКНМ-Урал» Сергей Пуртов.— Мы, например, предоставляем дни отдыха в связи с бракосочетанием работников, началом учебного года для родителей первоклашек. По идее, законом это не предусмотрено.

Коллективный договор распространяется абсолютно на каждого сотрудника группы компаний. При поступлении на работу и подписании всех необходимых документов, работник автоматически попадает под его действие.

В «ПКНМ» признают, что благодаря внедрению коллективного договора текучка кадров на заводе значительно снизилась. На предприятии это связывают с тем, что немногие компании сегодня готовы ответственно подходить к решению социально-трудовых вопросов.

— Человеку просто выгодно работать у нас как можно дольше. Например, на четвертый год работы к очередному оплачиваемому отпуску сотруднику выплачиваются дополнительно 20  % от среднемесячной зарплаты. Постепенно сумма увеличивается до 100  %,— рассказывает Сергей Пуртов.

Сотрудникам, у которых есть дети частично оплачиваются путевки в детские летние оздоровительные лагеря, новогодние детские подарки и подарки для первоклассников. На предприятии приветствуют, когда человек занимается своим здоровьем — посещает фитнес-клуб или бассейн. Работники предприятия часто принимают участие в спортивных соревнованиях, проводимых в Краснокамске или Краснокамском районе. Также компания оплачивает культурно‑массовые поездки, связанные с посещением различных исторических монументов и выездами в другие города и регионы. Например, одна из последних поездок посещение зоопарка и музея в Ижевске. Не забывают в компании и о вышедших на пенсию бывших работниках.

Ещё одним явным плюсом коллективного договора является то, что в нём четко зафиксированы права и обязанности сотрудников. А также регламентируются возможные доплаты: за совмещение обязанностей, за замещение временно отсутствующего работника и прочее. В «ПКНМ» отмечают, что, несмотря на сложную экономическую ситуацию бюджет, предусмотренный на каждый пункт договора, сокращен не был.

Http://vkgazeta. ru/articles/54/3285/

В 1938 году решением Народного комиссариата топливной промышленности СССР было принято решение о строительстве НПЗ в Комсомольске-на-Амуре. Предприятие строилось специально для переработки нефти, добытой на Сахалине.

Пуск завода в эксплуатацию состоялся 1 декабря 1942 года. Сразу же предприятие начало поставлять топливо на фронт. Изначально предполагалось, что нефтеперерабатывающий завод будет центром снабжения авиационным топливом Дальневосточного военного округа. Однако, впоследствии от такой концепции функционирования предприятия отказались и Комсомольский НПЗ занял своё место в топливно-энергетическом комплексе Дальнего Востока.

Первые 10 лет существования завод получал сырьё баржами по реке Амур. В 1952 году был введен в эксплуатацию нефтепровод Оха – Комсомольск-на-Амуре.

В начале 90-х годов предприятие было акционировано и включено в состав Роснефти.

В 1999 году была принята программа коренной реконструкции завода. Так, в 2001 году был запущен комплекс каталитического риформинга мощностью 450 тыс. т в год. В 2002 году введены установки изомеризации лёгкой нафты и первичной переработки нефти АВТ-2 мощность 2 млн тонн в год. На данный момент на модернизацию предприятия потрачено более $300 млн.

В 2007 году предприятие переработало 7,02 млн т нефти. Глубина переработки составила 60%. Основные виды продукции предприятия на сегодняшний день: бензин, дизельное топливо, керосин, мазут. Продукция Комсомольского НПЗ не только реализуется на территории российского Дальнего Востока, но и экспортируется в Японию, Южную Корею и Вьетнам.

Предприятие получает сырьё не только по упоминавшемуся нефтепроводу Оха – Комсомольск-на-Амуре, но и западносибирскую нефть, которая поставляется по системе трубопроводов АК «Транснефть» до узловых станций Уяр (неподалеку от Красноярска) и Зуй (рядом с Ангарском) и далее железнодорожным транспортом.

На данный момент реализуется программа модернизации Комсомольского НПЗ. Так, планируется увеличение мощности предприятия до 8 млн. т нефти в год, увеличение глубины переработки нефти до 95%, выпуск продукции, соответствующей стандартам Евро-4 и Евро-5 и др.

Http://biograf. academic. ru/dic. nsf/ruwiki/647741

Исторически специфику района как мощного промышленного центра города, его название и дальнейший путь развития предопределил Пермский нефтеперерабатывающий завод, ныне – ООО «ЛУКОЙЛ – Пермнефтеоргсинтез». Именно нефтяники начали строительство района и его инфраструктуры. Сегодня в районе развита топливная промышленность, электроэнергетика, химическая и нефтехимическая промышленность, машиностроение и металлообработка, промышленность строительных материалов, лесная, деревообрабатывающая промышленность, цветная металлургия.

Действует целый производственный комплекс с развивающимися экономически сильными градообразующими предприятиями: ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез», ЗАО «Сибур-Химпром», филиал «ПМУ» ОАО «ОХК «Уралхим», ЗАО «Новомет-Пермь», Пермская печатная фабрика – филиал ФГУП «Гознак», ОАО «Трест № 7», ООО “ИОЛЛА”, ООО “ГСИ-Пермнефтегазстрой”, ООО “ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка” и другие. Они составляют экономический потенциал района и оказывают наибольшее влияние на формирование бюджета края, города и социальное положение жителей района.

По данным Инспекции Федеральной налоговой службы по Индустриальному району г. Перми по состоянию на 01.01.2013 на налоговом учете состоит 6,2 тысячи налогоплательщиков – юридических лиц, 177,6 тысяч физических лиц, в том числе 6,5 тысяч индивидуальных предпринимателей и лиц, занимающихся частной практикой.

Поступления налоговых платежей и других доходов в бюджет Российской Федерации от налогоплательщиков Индустриального района за 2012 год составили 7,3 млрд. руб.

На территории района действует Совет директоров промышленных предприятий района. В настоящее время Совет директоров возглавляет Советник представителя Президента ПАО «ЛУКОЙЛ» в Пермском крае Владимир Юрьевич Жуков.

Http://raion. gorodperm. ru/industrialnyj/predprijatija

1. ГК «Нефтегазохимические технологии», ЗАО «Антипинский НПЗ» , г. Тюмень. Третья очередь строительства. Комплекс электромонтажных и пусконаладочных работ на установках гидроочистки дизельного топлива, производства элементарной серы Монтаж ГРУ-10 кВ.

2. ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Оренбургнефть» . г. Бузулук, Оренбургская обл. Ж/д терминал по хранению и отгрузке ПТ, БТ и СГБ (1-й этап строительства) . Электромонтажные работы, работы по монтажу КИПиА, связи и сигнализации, проведение индивидуальных испытаний

3. ОАО «НОВАТЭК», проект «Ямал СПГ»,компания выполнила комплексные работы «под ключ» при строительстве подстанций 35/6 кВ и 6/35 кВ.

4. Совместный проект Холдинга «Сибур» и бельгийской «Solvin», СП ООО «РусВинил»,Нижегордскаяобл, Кстовский Район. С августа 2013г. по сентябрь 2014г. ГК «Эра-Кросс» выполняла полный комплекс электромонтажных и пуско-наладочных работ по устройству систем автоматизации, КИПиА, а также систем электроснабжения, электрообогрева и освещения зон вспомогательного обеспечения установок ПВХ и ВХМ. Проектная мощность комплекса составляет 330 тысяч тонн ПВХ и 225 тысяч тонн каустической соды в год.

5. Холдинга «Сибур», проект «Тобольск-Полимер» (г. Тобольск). ЗАО «Эра Кросс Инжиниринг» и ЗАО «Трест Севзапмонтажавтоматика» ,входящие в ГК «Эра-Кросс», приняли участие в самом масштабном и инновационном проекте «СИБУР Холдинг», «Тобольск-Полимер» в г. Тобольске на комплексе производства полипропилена мощностью 500 тыс. тонн в год. На установке дегидрирования пропана (ДГП) компания выполнила полный комплекс электромонтажных и пуско-наладочных работ систем электроснабжения, электрообогрева, контроля и управления технологическими процессами производства полипропилена на установке ДГП. 15.10.2013 в торжественной церемонии пуска крупнейшего в мире производства полипропилена принял участие Президент Российской Федерации Владимир Путин. «Тобольск-Полимер» является самым масштабным инвестиционным проектом в российской нефтехимической отрасли.

6. ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Новокуйбышевский НПЗ», Самарская обл. Печной блок с узлом утилизации тепла установки Л-35/11-300. Комплексные работы:Разработка проекта электроснабжения (силовое электрооборудование, наружные кабельные линии, электроосвещение), проектирование АСУ ТП, поставка НКУ (ЩСУ).

7. ОАО «НК «Роснефть»,, Саратовский НПЗ, Саратовская обл. Установка изомеризации пентан-гексановой фракции и объекты общезаводского хозяйства. Выполнение комплекса электромонтажных, пуско-наладочных, индивидуальное функциональное опробывание, сдача объекта в эксплуатацию на, факельное хозяйство, трасса к факельному хозяйству, кабельные металлоконструкции, освещение, межцеховые коммуникации.

8. НК «Роснефть», Архангельская обл, ст. Приводино: Комплекс работ: обустройство железнодорожный нефтетерминал, строительно-монтажные и пуско-наладочные работы, поставка оборудования КИПиА

9. ОАО «Зарубежнефт» , НПЗ «Брод» , Сербская Республика.Разработка Проектной документации на АСУ ТП для реконструкции установок первичной переработки нефти (секция 31), гидроочистки бензинов (секция 32), очистки сжиженных газов (секция37), включая МО, ИО, ТО, ОО. Проектирование и программирование АСУ ТП установки гидроочистки керосинов (секция 34). Проектирование подключения сигналов с ЩСУ и переработка принципиальных схем управления электрооборудованием для секций 32, 37 и 34. Проектирование подключения сигналов с ЩСУ и переработка принципиальных схем управления электрооборудованием для секции 31. Разработка электротехнической части рабочей документации по объекту «Разработка щита АВР системы бесперебойного питания АСУТП секций 31,32 и 37 АО «НПЗ» Брод..

10. «Сибур-Портэнерго» (п. Усть-Луга, Ленинградская обл.). ЗАО «Эра Кросс Инжиниринг» иЗАО «Трест Севзапмонтажавтоматика», входящие в ГК «Эра-Кросс», приняли участие в строительстве объектов «Сибур Холдинг» , «Сибур-Портэнерго» в Морском торговом порту Усть-Луга, Ленинградская обл. На объектах «Сети КиА», «Резервуар изотермический Е-7», «Резервуар изотермический Е-8», «Холодильная станция с установкой термостатирования», «Факельное хозяйство низкого давления», комплекс наливных грузов, железнодорожная эстакада для слива мазутного топлива №2. Выполнен комплекс работ по строительству системы АСУ ТП, электромонтажных работ, монтажные работы по привязке АСУ ТП и ПАЗ, АСОДУ, работы по устройству сетей АСУ, строительство автоматизированной системы диспетчерского контроля и управления электроснабжением и внутриплощадочным освещением (АСДКУЭ).

11. «СИБУР-Нефтехим» (г. Кстово, Нижегородская область). ЗАО «Эра Кросс Инжиниринг» и ЗАО «Трест Севзапмонтажавтоматика», входящие в ГК «Эра-Кросс», приняли участие в строительстве объектов нефтехимического завода в г. Кстове для «СИБУР Холдинг» , ОАО «СИБУР-Нефтехим», На объектах товарно-сырьевой базы сжиженных углеводородных газов проводились комплексные работы, включающие проектирование, поставку оборудования, монтаж и пуско-наладку систем КИПиА и автоматизации, на блоке разделения воздуха цеха 603 внедрены автоматизированные системы управления (АСУ).

12. ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка», Республика Коми, г. Ухта. Газовая компрессорная, установка риформинга, установка ГДС-850 (гидродепарафинезация дизельного топлива с блоком получения комовой серы), установка АВТ; установка риформинга, эстакады налива темных нефтепродуктов. Выполнение комплекса работ: поставка материалов, монтажные работы по электрообогреву оборудования и трубопроводов, устройство систем КИПиА, техперевооружение установки АВТ.

13. ГК «НОВAТЭК». «Морской торговый порт Усть-Луга». ЗАО «Эра Кросс Инжиниринг» и ЗАО «Трест Севзапмонтажавтоматика», входящие в ГК «Эра-Кросс», и при взаимодействии с генеральным подрядчиком ОАО «АК ВНЗМ» на объектах ГК ООО «НОВАТЭК» в Морском торговом порту Усть-Луга, Ленинградская обл. выполняет работы по монтажу трансформаторов, силового электрооборудования, систем электрообогрева, молниезащиты, электроосвещения, монтаж кабельных трасс и д. р. виды электромонтажных работ. Работы выполнялись на установке по переработке стабильного газового конденсата (1 пуск), операторная, трансформаторная подстанция ТП № 1 с РУ 10 кВ и ТП №2.

14. ОАО «ЛУКОЙЛ-Перьмнефтеоргсинтез», Пермский край, г. Пермь, Проектные работы: Проектирование и оснащение АСУ ТП установки изомеризации Л-35-8/300Б. Проектирование, РСУ и ПАЗ печи П-2 установки ЛГ 24/7.

15. ОАО «ЛУКОЙЛ – Нижегороднефтеоргсинтез», АО «НОРСИ», Нижегородская обл., г. Нижний Новгород, установка АВТ-5: Комплекс работ – по модернизации систем автоматизации установки первичной переработки нефти. Поставка оборудования, СМР и ПНР по модернизации КИПиА

16. ООО «Ставролен» , Ставропольский край, г. Буденновск, Строительно-монтажные работы в рамках проекта Техническое перевооружение РСУ и ПАЗ производства этилена в части оборудования АСУ ТП и КИПиА.

17. НПЗ «Енисей», г. Усинск. Республика Коми, Выполнение строительно-монтажных работ: на установке атмосферной перегонки нефти: блочно-модульная котельная; монтаж оборудования и материалов КИПиА и электрики входящей в состав Установки.

18. Тюменская нефтяная компания, ЗАО «Рязанская НПК», Рязанская обл., г. Рязань: Комплекс работ: Выполненные работы по разработке опросных листов, предварительной спецификации основного оборудования проект, поставка оборудования КИПиА, электромонтажных изделий, монтаж и наладка КИПиА установок АВТ-2 и ТК-2, установки промышленных катализаторов; АСУ ТП блока гидроочистки сырья. СМР КИПиА установки АТ-6 и комплекса водородной гидроочистки ВГО (глубокая очистка нефти).

19. Туркменбашинский нефтеперерабатывающий завод, Туркменистан. Установка ЭЛОУ-АВТ-2. Установка замедленного коксования УЗК – 2. Выполнение строительно-монтажных работ:Шефмонтажные и наладочные работы, проектирование АСУ ТП и электротехнической части.

20. ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка», Волгоградская обл., г. Волгоград. Установка Изомеризации. Проектные работы по созданию АСУ ТП, включая электротехническую часть проекта.

21. ЗАО «ЛУКОЙЛ-Пермь», Пермский край, г. Пермь, Северо-Кожвинское месторождение, терминал Чикшино, межпромыслового нефтепровода «Северная Кожва»- Терминал «Чикшино». Комплекс работ : по АСУ ТП.

22. ОАО «ТАНЕКО», проект «Выполнение комплекса работ по созданию и интеграции АСПЗобъектов этапа 1А1 комплекса НП и НХЗ».Проектно-изыскательские работы: разработка проектной и рабочей документации на базе оборудования TeleFireповыдача задания на разработку щитов АСПЗ, их производство и поставка; пусконаладочные работы второго (объектового) уровня интеграции и верхнего уровня (центральный мониторинг). Разработка и внедрение ПО мониторинга на базе Web-технологий.

23. «ФлуорДэниел Оверсиз, Инк.»,ОАО «ТАНЕКО». «Строительство комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов в г. Нижнекамск». Проектные работы работ: Концептуальное проектирование систем управления противопожарной защитой технологических установок и систем противоаварийной защиты установок.

24. ОАО «ГИПРОГАЗОЧИСТКА». Объекты НПЗ ОАО «ТАНЕКО». Установки: «3200 – Установка регенерации аминов», «3300 – Установка отпарки кислых стоков», «3400 – Установка производства серы». Проектно-изыскательские работы: АСПЗ 1-го уровня первого пускового комплекса: Работа с исходными данными и разработка рабочей документации марок ПС, ПТ, КЖ, КМ и ТМ (по пожарной сигнализации и технологии пожаротушения). Оборудование, применяемое на проекте производства MEDC, Inbal, Tyco, Spectrex (SharpEye).

25. ОАО «Нижнекамскнефтехим», г. Нижнекамск, Татарстан. Установка получения ПолистиролаI и II очередь. Проектные работы по созданию АСУ ТП.

26. ОАО «Волгонефтехиммонтаж»,Оренбургской области, пос. Тюльпан. (1-й этап строительства) ОАО «Оренбургнефть», пос. Тюльпан, ж/д терминал по хранению и отгрузке ПТ, БТ и СГ. Выполнение электромонтажных работ КИПиА, связи и сигнализации, проведение индивидуальных испытаний.

27. ОАО «Мозырский НПЗ», г. Мозырь, Белоруссия. Установка каталитического крекинга. ОЗХ установки производства водорода. ОЗХ установки вакуумной перегонки мазута. ОЗХ установки изомеризации. Выполнение монтажных и пуско-наладочных работ: по системам КИПиА, включая газовую компрессорную, установку производства серы и регенерации МЭА, комбинированной установки алкилирования, установки гидрообессеривания бензина, установки дизельного топлива, установки изомеризации. Электрообогрев. Сети электроснабжения. Сети электроснабжения. Замена кабелей внешнего электроснабжения с выносом на кабельные эстакады РУ -6 КВ РТП-12, РТП-14.

28. ОАО «Североргсинтез», Тюменская обл., Ямало-Ненецкий АО, г. Новый Уренгой. УПБС-100 и товарный парк. Проектные работы: проект, разработка прикладного ПО АСУ ТП производства.

29. ОАО АНК «Башнефть», ОАО «Уфанефтехим», Республики Башкортостан, г Уфа. Разработка проектно-сметную документации – АСУТП, с подключением к единой операторной установки ЭЛОУ-АВТ-3 (верхний и нижний уровень АСУТП) топливного производства.

Http://www. szma. org/docs/petrochemistry. php

Проектирование факельной системы нефтеперерабатывающего завода

Факельное хозяйство необходимо проектировать с учетом максимального улавливания и утилизации газов и паров, сбрасываемых в линию газ на факел, а также конденсата нефтепродуктов, образующегося в самой факельной системе.  [1]

Факельное хозяйство предназначено для утилизации сбросов, поступающих в факельную систему. Газ из факельного коллектора через отделители конденсата подается на компрессоры.  [2]

Факельное хозяйство НПЗ необходимо проектировать с учетом полного улавливания и утилизации горючих газов и паров, сбрасываемых по линии газ на факел, и конденсата нефтепродуктов, образующегося в самой факельной системе. На 1 млн. т перерабатываемой нефти необходимо принимать как минимум два газгольдера общей вместимостью 1 5 – 2 0 тыс. м3; две жидкостные емкости по 50 – 100 м3 на каждом факеле; производительность компрессоров из расчета 650 м3 / ч с автоматическим пуском компрессоров по импульсу от положения колокола газгольдера.  [4]

Впервые факельное хозяйство было сооружено в 1958 г. на одном из уфимских НПЗ, и на основе опыта его эксплуатации подобные хозяйства построены и на других НПЗ. Наиболее технически оснащенным является факельное хозяйство, построенное на Омском НПЗ. Газ из газгольдеров проходит установку очистки от серы и направляется в топливную сеть завода; часть его подается на факел. Конденсат, выпавший перед подачей газа в топливную сеть, передается на АГФУ.  [6]

Факельное хозяйство нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий предназначено для повышения безопасности эксплуатации, улавливания и возврата на переработку сбросов горючих газов и паров.  [7]

Факельное хозяйство нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов может состоять из общей факельной системы предприятия и отдельных или специальных факельных систем для некоторых технологических установок, цехов и производств. Если общая факельная система является практически обязательной для любого нефтеперерабатывающего и нефтехимического предприятия, то необходимость создания специальных факельных систем определяется составом технологических установок, цехов и производств, входящих в состав предприятия. Решение о строительстве на предприятии специальных факельных систем принимают при его проектировании.  [8]

Факельным хозяйством на нефтяном или газовом промысле называется система коммуникаций и сооружений для проведения специальных огневых работ. К таким работам относятся, например, сжигание газа при освоении скважины, сброс давления выпуском газа на свечу и некоторые другие виды работ. В виду особой пожаро – и взрывоопасное к факельному хозяйству промысла предъявляются жесткие требования техники безопасности.  [9]

В комплекс факельного хозяйства включать газгольдер, жидкостную ем – кость, газовую компрессорную и насосную для перекачки уловленных жидкостей.  [10]

Анализ работы факельного хозяйства Волжского и Уральского нефтеперерабатывающих заводов показывает, что в факельную систему сбрасывается газов 0 2 – 0 3 объемн.  [11]

Товарные парки и факельное хозяйство располагают на отдельных площадках.  [13]

Товарные парки и факельное хозяйство размещены на отдельных площадках.  [14]

На некоторых заводах факельное хозяйство не справляется с приемом поступающего продукта, особенно при аварийных, ситуациях, когда сотни тонн конденсата выбрасываются через факельную трубу. Нередки случаи погасания факела, при которых пары и газы непосредственно поступают в атмосферу. До сих пор на ряде действующих НПЗ отсутствует система автоматического зажигания факела.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id579485p1.html

Факельные системы нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий предназначены для улавливания технологических выбросов пожаро – и взрывоопасных, а также токсичных газов и паров. Факельные системы уменьшают загрязнение атмосферы промышленных предприятий и окружающей их территории вредными, пожаро – и взрывоопасными выделениями производства и в ряде случаев позволяют уменьшить потери сырья и экономить топливный газ.[ . ]

В факельные системы сбрасывают углеводородные газы при аварийных ситуациях на технологических установках, от контрольных предохранительных клапанов, установленных на технологических аппаратах и резервуарах со сжиженными газами, и в других случаях. Следовательно, безопасность эксплуатации технологических установок, цехов и производства в целом в известной степени зависит от состояния соответствующих факельных систем. В то же время и сами по себе факельные системы представляют большую потенциальную опасность возникновения на них аварий, нежели технологическое оборудование.[ . ]

Между тем до настоящего времени не разработаны нормативные материалы по проектированию, монтажу и эксплуатации факельных систем. «Временное положение для проектирования сброса горючих газов на факельные установки от технологических установок, аппаратуры заводов синтетического спирта и синтетического каучука», утвержденное Главкаучуком в 1967 г., имеет ограниченное назначение и не может быть рекомендовано для нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности в целом.[ . ]

В последние годы Всесоюзным научно-исследовательским проектным институтом нефтеперерабатывающей промышленное™ (ВНИИПИнефть) проведена работа по обследованию факельных систем некоторых нефтеперерабатывающих заводов. Кроме того, было опрошено двадцать один нефтеперерабатывающий и нефтехимический завод и ряд институтов с целью выявления существующего положения на факельных системах. В результате этого опроса было установлено, что каждый завод решает вопросы строительства факельных систем по собственной инициативе, зачастую бёз достаточного инженерного обоснования.[ . ]

На Новоуфимском ордена Ленина нефтеперерабатывающем заводе перед факельными стояками установлены по два отбойника для конденсата объемом от 50 м3 до 100 м3. На Новокуйбышевском нефтеперерабатывающем заводе отбойники для конденсата отсутствуют.[ . ]

Весьма разнообразен порядок эксплуатации факельных систем. На одних заводах зажигание факела производится при помощи ракет, на других — способом «бегущего огня», на третьих — при помощи устройства автоматического поджигания и контроля факела (ПКФ-1).[ . ]

По-разному решается вопрос сброса газов при продувке оборудования и трубопроводов инертным газом. На одних заводах указанные газы сбрасывают непосредственно в атмосферу, на других— на «свечи», на третьих в факельную систему, на четвертых— сначала в факельную сеть, а перед концом продувки — в атмосферу.[ . ]

На факельных хозяйствах часто возникают аварии из-за попадания воздуха в факельные системы и вследствие проникновения пламени от дежурного факела во внутрь факельной трубы. Подобные аварии в значительной степени могут быть предотвращены созданием избыточного давления в системе факельного хозяйства подачей в нее азота или топливного газа. Во избежание распространения пламени от факельной трубы в факельную систему применяют огнепреградители и гидрозатворы. Однако эти меры не всегда оказываются эффективными, поскольку они внедряются без достаточного технического обоснования. Не разработаны нормы, определяющие количество и качество газов, подаваемых в факельную систему для предотвращения подсоса воздуха. Отсутствует обоснование по выбору оптимальной конструкции огнепрегра-дшелей и гидрозатворов с учетом конкретных условий эксплуатации факельных систем.[ . ]

Нормативные материалы для проектирования, монтажа и эксплуатации факельных систем могут быть созданы на основании творческого обобщения накопленного опыта. Анализ эксплуатации факельных систем показывает, что имеются неиспользованные резервы по повышению их эффективности.[ . ]

Омский филиал Специального конструкторского бюро по автоматике в нефтепереработке и нефтехимии (СКБАНН) обследовал использование ресурсов газа на крупном нефтеперерабатывающем комбинате. Из планово-отчетных данных за 1969—1970 гг. следует, что при общем выходе газа, составляющем 4,6—5,3% от перерабатываемой нефти, только 3,5% его поступает на переработку, а остальное количество сбрасывается в топливные и факельные сети.[ . ]

Http://ru-safety. info/post/102794103400021/

Инфраструктуры объектов разведки, бурения, добычи, подготовки, транспортировки,

Редакционная коллегия: Е. А. Малов, Э. С. Стародубцев, А. А. Шаталов, Р. А. Стандрик, А. И. Эльнатанов, А. В. Куликов

Настоящие Правила подготовлены на основе Правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем, утвержденных Госпроматомнадзором СССР 3 декабря 1991 г., с внесением ряда дополнений и изменений.

При подготовке Правил учтен передовой опыт работы отечественных предприятий и зарубежных фирм в области обеспечения безопасной эксплуатации факельных систем.

Правила распространяются на предприятия и организации химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей отраслей промышленности независимо от форм собственности.

С введением в действие настоящих Правил считать утратившими силу Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем, утвержденные в 1984 г. (ПУ и БЭФ-84).

1.1. Факельная система предназначена для сброса и последующего сжигания горючих газов и паров в случаях:

    срабатывания устройств аварийного сброса, предохранительных клапанов, гидрозатворов, ручного стравливания, а также освобождения технологических блоков от газов и паров в аварийных ситуациях автоматически или с применением дистанционно управляемой запорной арматуры и др.;

1.2. Проектирование, строительство, реконструкция и эксплуатация факельных систем взрывопожароопасных и взрывоопасных производств, подконтрольных Госгортехнадзору России, должны проводиться в соответствии с требованиями строительных норм и правил, Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов, Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений и настоящих Правил.

Порядок и сроки приведения действующих факельных систем в соответствие с требованиями настоящих Правил определяются руководителями предприятий по согласованию с органами Госгортехнадзора России.

1.3. До приведения факельных систем в соответствие с требованиями настоящих Правил предприятиями совместно с проектными организациями должны быть разработаны и утверждены в установленном порядке мероприятия по повышению безопасности действующих факельных систем, согласованные с органами Госгортехнадзора России.

1.4. На предприятиях, эксплуатирующих факельные системы, должны быть составлены и утверждены в установленном порядке инструкции по их безопасной эксплуатации.

Указанные инструкции подлежат пересмотру раз в пять лет. При необходимости внесения дополнений в инструкции, а также в случае изменений в схеме или режиме работы они должны быть пересмотрены до истечения срока их действия.

1.5. Ввод в эксплуатацию вновь сооружаемых факельных систем с отступлением от настоящих Правил, а также без инструкций по безопасной эксплуатации запрещается.

В обоснованных случаях отступления от Правил согласовываются с Госгортехнадзором России в установленном порядке.

1.6. Для контроля за работой факельных систем приказом (распоряжением) по предприятию, производству, цеху, где эксплуатируются эти системы, из числа инженерно-технических работников назначаются ответственные лица, прошедшие проверку знаний настоящих Правил.

1.7. Электроприемники факельных систем (устройства контроля пламени, запальные устройства и средства КИП) по надежности электроснабжения относятся к потребителям первой категории.

2.1. При проектировании технологических процессов в необходимых случаях следует предусматривать поблочное освобождение аппаратуры и трубопроводов от взрывоопасных газов и паров с соответствующим автоматическим по заданной программе или дистанционным управлением отсекающими устройствами, прекращающими поступление газов и паров в аварийный блок.

2.2. Сбросы горючих газов и паров, разделяющиеся на постоянные, периодические и аварийные, для сжигания или сбора и последующего использования следует направлять в факельные системы:

Принципиальные схемы сброса газов и паров приведены в прил. 2 и 3.

2.3. По каждому источнику сброса газов и паров, направляемых в факельные системы, должны быть определены возможные их составы и параметры (температура, давление, плотность, расход, продолжительность сброса, а также параметры максимального, среднего и минимального суммарного сбросов с объекта).

2.4. Для предупреждения образования в факельной системе взрывоопасной смеси следует использовать продувочный газ – топливный или природный, инертные газы, в том числе газы, получаемые на технологических установках и используемые в качестве инертных газов.

Принципиальная схема подачи продувочного газа приведена в прил. 4.

2.5. Содержание кислорода в продувочных и сбрасываемых газах и парах, в том числе в газах сложного состава, не должно превышать 50 % минимального взрывоопасного содержания кислорода в возможной смеси с горючим.

2.6. При сбросах водорода, ацетилена, этилена и окиси углерода и смесей этих быстрогорящих газов содержание кислорода в них должно составлять не более 2 % объемных.

2.7. Запрещается направлять в факельную систему вещества, взаимодействие которых может привести к взрыву (например, окислитель и восстановитель).

2.8. В газах и парах, сбрасываемых в общую и отдельную факельные системы, не должно быть капельной жидкости и твердых частиц. Для этих целей в границах технологической установки необходимо устанавливать сепараторы.

В факельном коллекторе и подводящих трубопроводах температура газов и паров должна быть такой, при которой исключена возможность кристаллизации продуктов сброса.

2.9. Для факельной системы с установкой сбора углеводородных газов и паров температура сбрасываемых газов и паров на выходе из технологической установки должна быть не выше 200 и не ниже -30° С, а на расстоянии 150-200 м перед входом в газгольдер – не более 60° С.

2.10. Запрещается использовать в качестве топлива сбрасываемые углеводородные газы и пары с объемным содержанием в них инертных газов более 5 %, веществ I и II классов опасности (кроме бензола) – более 1 %, сероводорода – более 8 %.

Сбросы, при сжигании которых в продуктах сгорания образуются или сохраняются вредные вещества I и II классов опасности, следует направлять в специальные емкости для дальнейшей утилизации и переработки.

Отступления от требований настоящего пункта могут допускаться только при соответствующем обосновании и по согласованию с органами Госгортехнадзора России.

2.11. Не допускаются постоянные и периодические сбросы газов и паров в общие факельные системы, в которые направляются аварийные сбросы, если совмещение указанных сбросов может привести к повышению давления в системе до величины, препятствующей нормальной работе предохранительных клапанов и других противоаварийных устройств.

2.12. Потери давления в факельных системах при максимальном сбросе не должны превышать:

    для систем, в которые направляются аварийные сбросы газов и паров, – 0,02 МПа на технологической установке и 0,08 МПа на участке от технологической установки до выхода из оголовка факельного ствола; для систем с установкой сбора углеводородных газов и паров – 0,05 МПа от технологической установки до выхода из оголовка факельного ствола.

Для отдельных и специальных факельных систем потери давления не ограничиваются и определяются условиями безопасной работы подключенных к ним аппаратов.

2.13. Горючие газы и пары, сбрасываемые с технологических аппаратов через гидрозатворы, рассчитанные на давление меньшее, чем давление в факельном коллекторе, следует направлять в специальную факельную систему или по специальному факельному трубопроводу, не связанному с коллектором от других предохранительных устройств аварийного сброса, постоянных и периодических сбросов.

Специальный трубопровод через отдельный сепаратор необходимо подключать непосредственно к стволу факельной установки.

2.14. В обоснованных случаях допускается установка запорной арматуры после гидрозатворов на месте врезки в общую факельную систему (при исключении возможности случайного ее закрытия). Одновременно предусматриваются дополнительные меры безопасности, в том числе снятие штурвала запорной арматуры, опломбирование ее в открытом состоянии, установка на ней специальных кожухов, вывод сигнала о положении арматуры на пульт управления.

3.1. Сбросы от предохранительных клапанов направляются в факельные системы.

3.2. Сбросы газов и паров от предохранительных клапанов, установленных на сосудах и аппаратах, работающих со средами, не относящимися к взрывоопасным и вредным веществам, а также сброс легких газов разрешается направлять через сбросную трубу в атмосферу.

Устройство сбросных труб и условия сброса должны обеспечивать эффективное рассеивание сбрасываемых газов и паров, исключающее образование взрывоопасных концентраций в зоне размещения технологического оборудования, зданий и сооружений. Расчет концентраций горючего газа при сбросе через сбросную трубу приведен в прил. 5. При этом следует предусматривать устройства, предотвращающие попадание жидкости в сбросные трубы и ее скопление.

1. К легким газам относятся метан, природный газ и водородсодержащий газ с плотностью не более 0,8 по отношению к плотности воздуха.

2. В случае возможности изменения состава сбрасываемого газа, приводящего к увеличению его плотности более 0,8 по отношению к плотности воздуха, сброс газа в атмосферу не допускается.

3. При организации сбросов в атмосферу следует руководствоваться Методикой расчета концентрации в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий, и санитарными нормами.

3.3. Сбросы от предохранительных клапанов горючих газов и паров, содержащих вещества I и II классов опасности в количествах не более 1 % объемных (сероводород – до 8 % объемных), допускается направлять в общую факельную систему.

3.4. Сбросы от предохранительных клапанов газов и паров, содержащих вещества I и II классов опасности в количествах более 1 % объемных, должны подвергаться очистке и обезвреживанию (нейтрализация, поглощение, разложение, сжигание и т. п.). Для сжигания такие сбросы направляются в отдельную или специальную факельную систему.

3.5. Горючие газы и пары от предохранительных клапанов, установленных на складских емкостях, предназначенных для хранения сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей, должны сбрасываться в отдельную или специальную факельную систему.

В обоснованных случаях такие сбросы допускается направлять для сжигания в факельный ствол общей факельной системы.

4.1. Для отдельных и специальных факельных систем следует предусматривать один факельный коллектор и одну факельную установку.

Общие факельные системы должны иметь два факельных коллектора и две факельные установки для обеспечения безостановочной работы.

При сбросах в общую факельную систему газов, паров и их смесей, не вызывающих коррозии более 0,1 мм в год, допускается обеспечивать факельные установки одним коллектором.

4.2. На общих факельных системах в местах разветвления трубопроводов с целью отключения от факельных систем технологических установок, складов, переключения сепараторов, коллекторов и факельных стволов возможно размещение в горизонтальном положении запорных устройств, опломбированных в открытом состоянии.

4.3. Факельные коллекторы и трубопроводы должны быть минимальной длины и иметь минимальное число поворотов, их необходимо прокладывать над землей (на опорах и эстакадах).

4.4. На факельных коллекторах и трубопроводах запрещается устанавливать сальниковые компенсаторы.

4.5. Тепловая компенсация факельных коллекторов и трубопроводов должна рассчитываться с учетом максимальной и минимальной температур сбрасываемых газов и паров, максимальной температуры пара для пропарки, а также температуры обогревающей среды для обогреваемых коллекторов и средней температуры наиболее холодной пятидневки.

4.6. Коллекторы и трубопроводы факельных систем должны иметь, при необходимости, тепловую изоляцию и (или) на них должны быть установлены обогревающие спутники для предотвращения конденсации и кристаллизации веществ в факельных системах.

4.7. На факельных установках, предназначенных для сжигания горячих газов и паров, следует применять сепаратор с постоянным отводом жидкости.

4.8. Факельные коллекторы и трубопроводы необходимо прокладывать с уклоном в сторону сепараторов не менее 0,003. Если невозможно выдерживать указанный уклон, в низших точках факельных коллекторов и трубопроводов размещают устройства для отвода конденсата. Конструкция сборников конденсата должна исключать унос жидкости и предусматривать их тепловую изоляцию и наружный обогрев. Сборники конденсата должны опорожняться автоматически, а в обоснованных случаях – дистанционно из операторной. Для откачки конденсата из сепараторов и сборников применяются центробежные насосы.

4.9. Врезка цеховых трубопроводов в факельный коллектор должна производиться сверху в целях исключения заполнения их жидкостью.

4.10. При незначительном содержании конденсата в сепараторах на факельных установках, предназначенных для сжигания паров низкокипящих жидкостей (включая пропан, пропилен, аммиак и аммиаксодержащие газы), удалять жидкость из сепаратора разрешается за счет подачи пара или горячей воды в наружный змеевик, обогревающий сепаратор, при этом необходимо исключить возможность повышения давления в емкости выше расчетного.

4.11. При наличии в сбросных газах твердых или смолистых осадков следует устанавливать два параллельных. При малом содержании примесей сепаратор допускается оснащать байпасной линией с системой сблокированных задвижек «закрыто-открыто» и быстросъемными заглушками, обеспечивающими постоянный проток газа и возможность чистки сепаратора.

4.12. В зависимости от места установки необходимо применять насосы, изготовленные по 1 или 2 категориям размещения в соответствии с ГОСТ 15150-69.

4.13. Установка факельного сепаратора и насоса по отношению друг к другу осуществляется исходя из условия обеспечения заполнения насоса конденсатом при его поступлении в сепаратор и исключения возникновения кавитации при работе насоса.

4.14. Всасывающий трубопровод должен иметь минимальную длину и уклон в сторону насоса, в нем не должно быть застойных зон.

Горизонтальные участки всасывающих трубопроводов следует располагать внизу (у насосов). Необходимо избегать горизонтальных участков непосредственно после сепаратора, для чего выход всасывающего трубопровода из нижнего штуцера сепаратора к насосу следует размещать вертикально вниз.

4.15. Диаметр всасывающего трубопровода определяется по максимальной производительности насоса, принимаемой по графической характеристике.

4.16. Все трубопроводы и арматура обвязки насосов во избежание замерзания в холодное время года должны обогреваться и иметь тепловую изоляцию.

4.17. Включение и выключение насосов для откачки конденсата из сборников и сепараторов должны быть как автоматическими, так и с места их установки (выполняется в соответствии со схемой прил. 6).

Рекомендуемый порядок работы насосов приведен в указанном приложении.

4.18. Пропускную способность общих факельных систем следует рассчитывать на следующие расходы газов и паров:

    при постоянных и периодических сбросах – на сумму периодических (с коэффициентом 0,2) и постоянных сбросов от всех подключенных технологических установок, но не менее чем на сумму постоянных сбросов и максимального периодического сброса (с коэффициентом 1,2) от установки с наибольшей величиной этого сброса; при аварийных сбросах – на сумму аварийных сбросов (с коэффициентом 0,25) от всех подключенных установок, но не менее чем на величину аварийного сброса (с коэффициентом 1,5) от установки с наибольшей величиной этого сброса.

Допускается рассчитывать пропускную способность на сумму аварийных сбросов от всех подключенных технологических установок;

При аварийных, постоянных и периодических сбросах – на сумму всех видов сбросов, рассчитанных в порядке, установленном настоящим пунктом.

4.19. Пропускную способность отдельных и специальных факельных систем следует рассчитывать на сумму постоянных сбросов от всех подключенных технологических блоков и аварийного сброса от одного блока с наибольшей величиной этого сброса.

4.20. Площадь проходного сечения задвижек для аварийного сброса с ручным или дистанционным включением привода должна соответствовать пропускной способности факельного коллектора на выходе с установки.

4.21. На трубопроводах сбрасываемых газов и паров фланцевые соединения устанавливаются только в местах присоединения арматуры, контрольно-измерительных приборов, а для монтажных соединений – в местах, где сварка невыполнима.

Каждый сварной шов факельного коллектора (трубопровода) и факельного ствола проверяют неразрушающим методом, обеспечивающим эффективный контроль качества сварного шва.

4.22. На коллекторе перед факельным стволом или на факельном стволе должно быть фланцевое соединение для установки заглушки при проведении испытаний на прочность.

4.23. Для продувки технологических установок и цеховых факельных трубопроводов азотом или воздухом при пуске или остановке на ремонт в обоснованных случаях на выходе с технологической установки устанавливается свеча с отключающей арматурой.

4.24. Во избежание образования взрывоопасной смеси необходимо предусматривать непрерывную подачу продувочного (топливного или инертного) газа в начало факельного коллектора. В случае прекращения подачи топливного газа должна быть обеспечена автоматическая подача инертного газа. Количество продувочного газа определяется в соответствии с п. 10.2 настоящих Правил.

5.1. При работе факельной установки необходимо обеспечивать стабильное горение в широком интервале расходов газов и паров, бездымное сжигание постоянных и периодических сбросов, а также безопасную плотность теплового потока и предотвращение попадания воздуха через верхний срез факельного ствола.

5.2. Конструкция факельной установки должна предусматривать наличие факельного ствола, оснащенного оголовком и газовым затвором, средств контроля и автоматизации, дистанционного электрозапального устройства, подводящих трубопроводов топливного газа и горючей смеси, дежурных горелок с запальниками.

При необходимости факельная установка оснащается сепаратором, гидрозатвором, огнепреградителем (при сбросе ацетилена), насосами и устройством для отвода конденсата.

1. В обоснованных случаях для сжигания газов и паров допускается применение специальных наземных факельных установок без факельного ствола.

2. При наличии в сбросных газах и парах твердых и смолистых веществ, которые, отлагаясь, уменьшают площадь проходного сечения газового затвора, последний не устанавливается.

5.3. Диаметр верхнего среза факельного оголовка для обеспечения стабильного (без срыва) горения следует рассчитывать по максимальной скорости газов и паров, которая не должна превышать 0,5 скорости звука в сбросном газе. При сжигании газов и паров с плотностью более 0,8 относительно плотности воздуха скорость сброса не должна превышать 120 м/с.

5.4. Для полноты сжигания сбрасываемых углеводородных газов и паров (за исключением природного и некоптящих газов) следует предусматривать подачу водяного пара, воздуха или воды. Количество пара определяется расчетом исходя из условия обеспечения бездымного сжигания постоянных сбросов.

Если отношение скорости сброса к скорости звука составляет более 0,2, то подача пара не требуется.

5.5. Дежурные горелки с запальниками следует устанавливать на факельном оголовке. Число горелок определяется в зависимости от диаметра факельного оголовка в соответствии с данными, приведенными ниже

Http://gipnh. ru/Pages/?id=140

Специализация осуществлена по отраслям промышленности и народного хозяйства, по разделам и частям проектов, по территориальному признаку.

Для того чтобы правильно запроектировать объекты общезаводского хозяйства, в состав технологической части проекта НПЗ и НХЗ включают расчеты потребности в реагентах, катализаторах и адсорбентах, сжатом воздухе, азоте, водороде.

На основании полученных результатов проектируются склады реагентов, поступающих в мелкой таре катализаторов и адсорбентов, а также реагентное хозяйство.

Расход сжатого воздуха определяется по данным, приводимым в паспортах и проектах технологических установок и объектов общезаводского хозяйства, инструкциях на приборы и оборудование.

ВНТП-28—79», «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов (ПУГ-69)», «Правила устройства электроустановок (ПУЭ)», «Временные нормы и правила по технологическому проектированию факельных систем нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий (ВНиПФ 01-74)», «Правила безопасности в газовом хозяйстве», «Указания по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений.

Работы по созданию проектов нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов могут быть разделены на два вида —проектирование технологических установок и проектирование общезаводского хозяйства, отличающиеся по объему и содержанию выполняемой технической документации.

В цехах и на технологических установках насосы, как правило, устанавливаются вне помещения; в общезаводском хозяйстве более распространены закрытые насосные.

Проектирование новых, расширение, реконструкция и техническое перевооружение действующих предприятий могут осуществляться только на основе утвержденных схем развития и размещения отраслей народного хозяйства и отраслей промышленности, а также схем развития и размещения производительных сил по экономическим районам и союзным республикам.

В общезаводском хозяйстве компрессоры служат для сжатия воздуха, инертного и факельного газов.

К общезаводскому хозяйству (ОЗХ) современных НПЗ и НХЗ относятся объекты приема и хранения сырья, приготовления из компонентов товарной продукции, хранения и отгрузки товарной продукции; ремонтно-механическая база; складское хозяйство; объекты, предназначенные для снабжения воздухом, водородом, инертным газом, топливом; вспомогательные службы (факельное хозяйство, газоспасательная служб.

К новому строительству прибегают только в тех случаях, когда необходимая для – народного хозяйства продукция по ассортименту, количеству и качеству не может быть получена за счет реконструкции или технического перевооружения действующих предприятий.

Для приема со стороны, хранения и передачи потребителям необходимых реагентов проектируются реагентные хозяйства.

Первый этап проектирования реагентного хозяйства — составление перечня намечаемых к применению на заводе реагентов, определение расхода этих реагентов по расходным показателям, содержащимся в проектах соответствующих технологических установок.

Схему хозяйства, перечни входящих в его состав объектов разрабатывают, исходя из ассортимента потребляемых предприятием реагентов, виды тары, в которой поступают реагенты, схемы раздачи реагентов потребителям.

При проектировании сливных устройств в реагентном хозяйстве необходимо руководствоваться следующими основными положениями.

Поступившие по-железной дороге реагенты направляются в резервуарный парк реагентного хозяйства.

Необходимо учитывать, что в реагентном хозяйстве должна обеспечиваться возможность хранения запасов реагентов в следующих объемах: серная кислота — 20-суточная потребность предприятия, едкий натр — 25-суточная, фенол, фурфурол, метилэтилкетон, ацетон, бензол, диэтиленгликоль, тринатрийфосфат — 30-суточ-ная.

Технологические установки НПЗ и НХЗ зачастую применяют реагенты более низкой концентрации, чем та, с которой они изготавливаются, поэтому в составе реагентных хозяйств проектируются узлы разбавления реагентов.

Целесообразно проектировать трубопроводы между реагентньгм хозяйством и потребителем и в тех случаях, когда потребитель реагента на заводе один, однако реагент расходуется в больших количествах.

На заводах, где построены установки «Парекс», олеум принимают в реагентном хозяйстве и транспортируют на установку по трубопроводу.

Если предприятие получает какой-либо реагент в железнодорожных цистернах, а раздает его отдельным потребителям в бочках или другой мелкой таре, в составе реагентного хозяйства проектируются узлы затаривания.

При надлежащем технико-экономическом обосновании проектируется доставка реагентов потребителям в автоцистернах, заполняемых в реагентном хозяйстве.

Приобретение автоцистерн должно быть предусмотрено проектом реагентного хозяйства.

В насосной реагентного хозяйства размещаются насосы различного назначения: откачивающие продукт из цистерн в резервуары, циркуляционные (используемые для приготовления раствора нужной концентрации), перекачивающие реагент из резервуаров потребителям.

2) поскольку реагентное хозяйство обычно работает не круглосуточно, а только 1—2 смены, необходимо, чтобы с помощью насосов реагентного хозяйства в мерниках технологических установок был создан не менее, чем суточный запас реагента, и тем самым обеспечена бесперебойная работа технологических производств;

План реагентного хозяйства НПЗ: / — резирвуарные парки; 2 — здание насосной; 3 — компрессорная аммиака – 4 — сливная эстакада; 5 — сливные стояки аммиака; /77 — трансформаторная подстанция; КИП — операторная: ВК — вентиляционная камера.

6 представлен план реагентного хозяйства НПЗ топливного профиля.

В силу изложенного проектные организации, разрабатывающие предпроектные материалы — генеральные схемы развития и размещения нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности с обосновывающими материалами, должны нацеливаться на изыскание возможностей удовлетворения потребностей народного хозяйства в продукции данной отрасли в первую очередь за счет реконструкции и технического перевооружения действующих предприятий.

Снабжение установок и объектов общезаводского хозяйства НПЗ и НХЗ сжатым воздухом осуществляется как от централизованных общезаводских воздушных компрессорных, так и от местных воздуходувных и компрессорных.

Если для технологических нужд необходим азот более высокого давления, следует проектировать в общезаводском хозяйстве азотные компрессорные высокого давления.

При проектировании заводов с неглубокой переработкой нефти обычно предусматривается водородное хозяйство для обеспечения первоначального и последующих пусков установок каталитического риформинга.

Для создания необходимого давления при опорожнении и заполнении газгольдеров следует включать в состав проектируемых водородных хозяйств специальные компрессорные.

Факельное хозяйство нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий предназначено для повышения безопасности эксплуатации, улавливания и возврата на переработку сбросов горючих газов и паров.

В факельное хозяйство поступают: 1) постоянные сбросы из оборудования и коммуникаций, если их невозможно использовать в технологических целях; 2) аварийные сбросы от предохранительных клапанов; 3) периодические сбросы в период пуска технологического оборудования, остановки его на ремонт и т.

Факельное хозяйство современных НПЗ и НХЗ состоит из общей факельной системы’ предприятия, отдельных или специальных факельных систем для высокопроизводительных” установок (ЭП-300, АВТ-6, ЛК-6у и др.

В тех случаях, когда в составе факельного хозяйства предусмотрены два и более газгольдеров производительность компрессоров должна быть’не менее 30% общей вместимости газгольдеров.

Показания приборов, фиксирующих сброс, следует выводить в операторную факельного хозяйства.

Для обеспечения потребителей жидким топливом на НПЗ и НХЗ проектируется специальное топливное хозяйство, включающее резервуары, насосы и коммуникации.

Целесообразно предусматривать в топливном хозяйстве не менее трех стальных вертикальных резервуаров, один из которых служит.

Топливо подается в топливное хозяйство НПЗ из товарных парков или узлов смешения, а в некоторых случаях поступает непосредственно с установок первичной перегонки нефти.

Точки отбора проб должны быть определены в проектах технологических установок и объектов общезаводского хозяйства.

При разработке проектов общезаводского хозяйства нужно предусматривать централизованное снабжение лабораторий топливным газом, азотом и воздухом.

Внутрицеховые трубопроводы служат для связи между отдельными аппаратами, насосами, компрессорами, расположенными внутри установки или объекта общезаводского хозяйства.

Для размещения завода выбираются земли несельскохозяйственного назначения или непригодные для сельского хозяйства.

В ней размещаются большинство технологических установок предприятия, объекты общезаводского хозяйства (узлы обо

162 ротного водоснабжения, насосные станции систем канализации, трансформаторные подстанции, воздушная и азотная компрессорные, факельное хозяйство, лаборатория и т.

В складской зоне находятся склады оборудования, смазочных масел, реагентное хозяйство.

Строительство НПЗ и НХЗ ведется комплексами, в состав которых включаются одна или несколько технологических установок и объекты общезаводского хозяйства.

12— ‘товарные ‘ насосные-“”//— топливное хозяйство; 14 — реагентное хозяйство; /5 — воздушные компрессорные; /6 — заводоуправление.

В титульном списке перечислены все здания и сооружения предприятия, внутриплощадочные и внепло-щадочные сети, указаны кварталы, в которых размещаются установки и цеха, объекты общезаводского хозяйства.

Желательно, чтобы индексация объектов отражала принадлежность данного объекта к той или иной группе (установкам, общезаводскому хозяйству).

При проектировании технологических установок и объектов общезаводского хозяйства следует стремиться к сокращению использования пара там, где это представляется возможным.

Для того, чтобы составить задание на проектирование ТЭЦ, необходимо провести расчет потребности в паре и горячей воде для каждой технологической установки и каждого объекта общезаводского хозяйства, выявить количество пара и горячей воды, которое может быть получено с помощью котлов-утилизаторов.

Конденсат по трубопроводам от технологических установок и объектов общезаводского хозяйства должен подаваться на районные конденсатные станции, а отсюда — на центральную конден-сатную станцию.

При проектировании НПЗ и НХЗ в число приемников второй категории включают: большинство насосов на технологических установках и в товарно-сырьевом хозяйстве; вентиляторы градирен оборотного водоснабжения; охранное освещение.

Для ТП и РТП, расположенных на установках и в общезаводском хозяйстве, предусматривается следующее основное оборудование: комплектные распределительные устройства (КРУ) 6 кВ заводского изготовления; комплектные трансформаторные подстанции (КТП) 6/0,4—0,23 кВ заводского изготовления, состоящие из силовых трансформаторов с масляным заполнением мощностью от 630 до 2500 кВА и комплектных распределительных устройств 0,4 кВ.

В проекты НПЗ, НХЗ и отдельных крупных комплексов включаются общезаводские и специализированные факельные системы, состоящие из коллекторов и факельных хозяйств, основы проектирования которых изложены в гл.

Схемы факельных хозяйств обеспечивают возврат газов в переработку, сокращение доли сжигаемых на факеле продуктов.

Параллельно с разработкой строительных заданий на здания и сооружения проектировщики-монтажники прорабатывают трубную обвязку блоков технологического оборудования, устанавливаемых открыто на нулевой отметке, и трассировку технологических коммуникаций,-связывающих оборудование между собой и установку в целом с объектами общезаводского хозяйства.

Сводный сметный расчет состоит из 12 глав: 1) подготовка территории строительства; 2) основные – объекты строительства; 3) объекты подсобного и обслуживающего назначения; 4) объекты энергетического хозяйства; 5) объекты транспортного хозяйства и связи; 6) наружные сети и сооружения водоснабжения, канализации, теплоснабжения и газоснабжения; 7) благоустройство и озеленение территории; 8) временные здания и сооружения; 9) прочие работы и затраты; 10) содержание дирекции строящегося предприятия и авторский надзор; 11) подготовка эксплуатационных кадров; 12) проектные и изыскательские работы.

21 Межцеховые коммуникации Факельное хозяйство 8575 333 4628 170 ‘ 226 222 = 13429 725 Всего 33493 25594 52135 151 1 1 1 373

Во второй главе учитывают стоимость строительства и монтажа технологических установок и цехов, а также стоимость оборудования для этих производств, стоимость сооружения промежуточных резервуарных парков, топливного, реагентного, водородного и факельного хозяйств, производства инертного газа, воздушных компрессорных, парков и автоматических станций смешения, товарных и сырьевых баз, межцеховых коммуникаций.

В технико-экономической записке к проекту проводят анализ структуры капитальных затрат: определяют соотношение затрат в основное производство, подсобно-вспомогательное хозяйство, объекты энергетического хозяйства, транспорт и т.

Пусковой комплекс включает совокупность объектов основного производственного, вспомогательного и обслуживающего назначения, энергетического и транспортного хозяйства, внутриплощадочных и внепло-щадочных коммуникаций, обеспечивающую выпуск продукции в объеме, предусмотренном проектом для данного комплекса.

В практике проектирования НПЗ и НХЗ в пусковой комплекс обычно включают технологическую установку (цех) или комбинированную систему (ЛК-6у, КТ-1, ЭП-300), а также объекты общезаводского хозяйства (парки, насосные, узлы оборотного водоснабжения, конденсатные станции, очистные сооружения, трансформаторные подстанции, межцеховые сети и коммуникации), необходимые для обслуживания этой установки.

Пусковой паспорт составляется после выпуска проекта установки и проекта привязки ее к общезаводскому хозяйству генеральным проектировщиком с привлечением субподрядной проект-•ной организации,

Нормы продолжительности и уровни освоения проектной мощности для различных отраслей народного хозяйства установлены постановлением Госплана СССР от 10 мая 1978 г.

Логическому, проектированию факельного хозяйства и расчету факельной сети, факельного ствола и других элементов факельной системы.

Схемы 93 реагентного хозяйства 139 технологический расчет 117 ел.

Товарные балансы 62 Товарные парки 131 Топливное хозяйство 150 Трансформаторные подстанции 181,

Части II и III состоят, из 27 разделов, в которых приводятся цены на проектные работы по отраслям народного хозяйства и видам строительства.

«Основные направления экономического и социального развития СССР на 1981—1985 годы и на период до 1990 года» в числе основных задач, стоящих перед народным хозяйством страны, называют дальнейшее углубление переработки нефти, сокращение потребления нефти и нефтепродуктов в качестве ко-тельно-печного топлива.

Поскольку потребность народного хозяйства в бензоле значительно выше, чем в толуоле, при составлении балансов следует предусматривать первоочередное использование фракции 62—85°С.

Http://himi. oglib. ru/bgl/795/485.html

Факельные системы являются значительными источниками загрязнения атмосферного воздуха сернистым ангидридом, оксидом углерода и другими вредными газами. На факельные установки направляют горючие и горюче-токсические газы и пары (из технологического оборудования и коммуникаций, а также «сдувки» из предохранительных клапанов и других предохранительных устройств, если эти сбросы невозможно использовать в качестве топлива в специальных печах или котельных установках. Кроме того, на факел направляют горючие и горюче-токсические газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования, при остановке оборудования на ремонт и наладке технологического режима (периодические сбросы).

На НПЗ в качестве топлива используют не только поступающий со стороны естественный газ, но и получаемый непосредственно при переработке нефти — высококалорийный, так называемый нефтезаводской сухой газ. Преимущества его по сравнению с жидким топливом заключаются в удобстве обращения и транспортирования, в легком смешении с воздухом и возможности сжигания с малым избытком воздуха.

Несмотря на то, что значительная доля нефтезаводского газа потребляется в качестве топлива, на заводах все еще сжигается на факеле сухой газ, поступающий с технологических установок и резервуаров, на которых недостаточен контроль работы – предохранительных клапанов и другой запорной арматуры.

Сжигаемый на факеле газ загрязняет атмосферу дымом и копотью. Особенно много сажи выделяется при сжигании сбросных газов, содержащих тяжелые непредельные углеводороды [8].

Среда обитания – окружающая человека среда, обусловленная совокупностью факторов (физических, химических, биологических, информационных, социальных), способных оказывать прямое или косвенное.

Для создания требуемых параметров микроклимата в производственном помещении применяют системы вентиляции и кондиционирования воздуха, а также различные отопительные устройства. Вентиляция представляет собой смену воздуха в помещении.

Для поддержания заданной температуры воздуха в помещениях в холодное время года используют водяную, паровую, воздушную и комбинированную системы отопления. В системах водяного отопления в качестве теплоносителя используется вода.

Существует три вида освещения: естественное, искусственное и совмещённое. Для искусственного освещения помещений с персональными компьютерами следует применять светильники типа ЛПО36 с зеркализованными решетками.

За последние несколько лет заметно увеличилась популярность средств визуального контроля охраняемых образовательных учреждений. Этот способ охраны применяется для наблюдения за прилегающей к зданию территорией.

Для противопожарной защиты применяют установки пожаротушения. Эти установки классифицируются (ГОСТ 12.4.

Исходные данные для расчёта приведены в таблице 3. Таблица 3 – Исходные данные для расчёта заземляющего устройства Исходные данные для расчёта ЗУ Вид ЗУ к Rзу, Ом 0,5 Iз, кА 31,3 Стер 70 tг, м 1 tв, м 3,5 Ксез.

Анализируя технологию и условия производства работ, выявляем все ОВПФ, действующие на рабочем месте арматурщика. Используя классификацию ОВПФ (в приложении А, МУ (4)) и возможное их кодирование.

В окрасочной камере пожарная сигнализация предназначена для обнаружения пожара и электрического пуска дренчерной пенной установки пожаротушения. Следовательно.

Системы освещения – специальные конструкции, состоящие из элементов – источников света. На сегодняшний день уличное, внешнее освещение домов и территорий получает все большее распространение. Новые технологии.

Постановлением Правительства Астраханской области №200-П от 06.05.2010г. “О внедрении системы обеспечения вызова экстренных оперативных служб через единый номер “112” на территории Астраханской области”.

Для обеспечения жизнеобеспечения и предотвращения аварий на трубопроводах, терминалах и платформах применяют специальные системы безопасности.

Эвакуация вертолетом Предпочтительным методом эвакуации с платформы является вертолетный транспорт. Этот способ эффективен для эвакуации по медицинским показаниям, а также при авариях систем жизнеобеспечения платформы.

При определении перспектив развития МЧС России необходимо учитывать принятые руководством страны системные решения, определяющие стратегию государственно-политического и социально-экономического развития России на период до 2030 года.

Система паротушения основана на том, что пар, введенный в помещение, в котором возник пожар, снижает содержание кислорода в зоне горения. Рабочей средой в системе является насыщенный водяной пар давлением не более 8·105 Па.

Http://trud. bobrodobro. ru/4417

ДЕТАЛИ ФАКЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ДЛЯ ОБЩИХ РАБОТ НА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ

Oil and gas industry. Flare parts for general refinery and petrochemical service. General technical requirements

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила применения национальных стандартов Российской Федерации – ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения"

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом "ВНИИНЕФТЕМАШ" (ОАО "ВНИИНЕФТЕМАШ")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок – в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования – на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

Настоящий стандарт распространяется на факельные установки, используемые на производствах нефте – и газоперерабатывающей, химической, нефтехимической промышленности и на других опасных производственных объектах, связанных с обращением и хранением веществ, способных образовывать паро – и газовоздушные взрывопожароопасные смеси.

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 Аварийные сбросы: Горючие газы и пары, поступающие в факельную систему при срабатывании предохранительных клапанов.

3.2 Газовый затвор: Устройство для предотвращения попадания воздуха в факельную систему через оголовок при снижении расхода газа.

3.3 Единичный факельный оголовок: Единичный факельный оголовок представляет собой устройство с единственным выходным соплом.

3.4 Мультигорелочный факельный оголовок: Факельный оголовок, в котором имеется несколько горелочных устройств (или сопел), в которых используется энергия давления сбросного газа для инжекции дополнительного воздуха.

3.5 Малодымный факел: Факел с оголовком с одним или несколькими соплами, обеспечивающий небольшое дымление. Он может быть использован дополнительно, когда требования по обеспечению бездымности невысоки.

3.6 Опорная башня: Металлоконструкция, которая удерживает один или несколько факельных стволов в вертикальном положении.

3.7 Периодические сбросы: Горючие газы и пары, направляемые в факельную систему при пуске, остановке оборудования, отклонениях от технологического режима.

3.8 Постоянные сбросы: Горючие газы и пары, поступающие непрерывно от технологического оборудования и коммуникаций при нормальной их эксплуатации.

3.9 Проскок пламени: Явление, характеризуемое уходом пламени внутрь корпуса горелки.

3.10 Пилотная (дежурная) горелка: Горелка, которая работает непрерывно в течение всего периода использования факела.

3.11 Срыв пламени: Явление, характеризуемое общим или частичным отрывом основания пламени над отверстиями горелки или над зоной стабилизации пламени.

3.12 Самонесущая конструкция: Конструкция ствола, выполняющая свои функции и не несущая вертикальных нагрузок, кроме собственного веса и нагрузок как от веса всех узлов факельного ствола, так и от внешних факторов (ветра, снега и др.). Удержание факельного ствола в вертикальном положении осуществляется с помощью одного или нескольких ярусов канатных оттяжек.

3.13 Стабильность пламени: Установившееся состояние, при котором пламя занимает неизменное положение по отношению к выходным отверстиям горелки.

3.14 Факельный оголовок: Устройство с пилотными горелками, служащее для сжигания сбросных газов.

3.15 Факельный ствол: Вертикальная труба с оголовком, с затвором (газовым или газодинамическим), средствами контроля, автоматизации, дистанционного электрозапального устройства, подводящих трубопроводов топливного газа и горючей смеси, дежурных горелок с запальниками.

3.16 Факельный коллектор: Трубопровод для сбора и транспортирования сбросных газов и паров от нескольких источников сброса.

3.17 Факельная установка: Совокупность устройств, аппаратов, трубопроводов и сооружений для сжигания сбрасываемых паров и газов.

3.18 Фронт пламени: Слой, в котором происходит цепная реакция горения.

4.1.3.1 Конструкция ствола факела с опорной башней должна удерживать один или несколько факельных стволов в вертикальном положении и обеспечивать механическую устойчивость опорной башни.

4.1.3.2 Конструкция башни должна предусматривать дополнительные устройства, обеспечивающие демонтаж и спуск факельного оголовка на землю для технического обслуживания и ремонта.

4.1.3.4 Требования к защите строительных конструкций от коррозии – по СНиП 2.03.11 [2] и ГОСТ 9.014.

4.1.3.5 Требования к стальным несущим и ограждающим конструкциям – по СНиП II-23 [3], СНиП 3.03.01 [4] и ГОСТ 23118.

4.1.3.6 Требования к надежности металлоконструкций и дополнительных устройств – по ГОСТ 27751.

Факельная установка с горизонтальным стволом состоит из горелочного устройства для сжигания сбросных газов и жидкостей, имеет систему дистанционного розжига и контроля параметров, систему противоаварийной защиты. Горелочное устройство устанавливают в обваловке.

4.3.1 Закрытые (наземные) факельные установки предназначены для бездымного сжигания сбросных газов и жидкостей возле поверхности земли. Конструкция закрытой факельной установки должна предусматривать наличие открытой сверху камеры сжигания с футерованными стенками, защищающими горелочные устройства от ветрового воздействия.

4.3.2 Факельная установка должна обеспечивать полное сжигание и отсутствие видимого пламени, а также снижение шума и теплового излучения до норм, установленных ПБ 03-591-03* [7].

* На территории Российской Федерации документ не действует на основании приказа Ростехнадзора от 29 декабря 2012 года N 801. Действует Руководство по безопасности факельных систем, утвержденное приказом Ростехнадзора от 26.12.2012 N 779, здесь и далее по тексту. – Примечание изготовителя базы данных.

4.4.3 Бездымность должна быть обеспечена оптимальным соотношением газ/воздух, что достигают созданием следующих условий:

4.5.1 Оголовки для бездымных факелов должны устранять дымление с помощью специального расположения потоков сбросного газа и атмосферного воздуха. Бездымное сжигание может быть обеспечено за счет принудительной подачи воздуха, пара и повышения давления сбросного газа, а также за счет использования других средств увеличения турбулентности для лучшего смешения горючего газа с воздухом.

4.5.2 Стабильность сжигания должна быть обеспечена при расходах сбросного газа в диапазоне расходов от нуля до его максимального значения в соответствии с ПБ 03-591-03 (подраздел 6.1) [7]. Бездымность сжигания должна быть обеспечена при постоянных и периодических сбросах, составляющих до

10% максимального. При использовании вентиляторного воздуха (или пара) эта величина может быть увеличена до 20%. Большие величины сбросов считают аварийными и бездымность сжигания не гарантируют.

4.5.3 В зависимости от состава и давления сбросного газа должна быть выбрана конструкция оголовка.

4.6.1 Факельные оголовки должны обеспечивать разделение газового потока на ряд струй, направляемых под углом к оси факела, определяемым расчетным путем, и ряд дополнительных струй, которые закручивают инжектируемый поток воздуха. При этом стабилизация горения должна быть осуществлена струями газа и стабилизаторами-завихрителями.

4.6.2 Для усиления вихревого движения струй газа и потоков воздуха и их лучшего смешивания необходимо применять систему сопел для подачи водяного пара (возможна подача воздуха от компрессорной установки). Пламя факела должно быть устойчивым к ветровому воздействию. При этом должен отсутствовать контакт пламени с корпусом оголовка.

4.7.1 Ограниченно бездымные факелы имеют конструкцию, рассчитанную на сжигание углеводородных газов и паров испарения, которые не создают опасности дымления.

4.7.2 Ограниченно бездымные факелы могут быть использованы как дополнительные для расширения рабочего диапазона бездымных факелов.

4.8.1 Эндотермический факел должен использовать высококалорийный топливный газ для получения дополнительного тепла при сжигании низкокалорийных паров.

5.1.1 Конструкция факельного оголовка должна обеспечивать безопасное сжигание сбросного газа при максимально возможном расходе.

5.1.2 Уровень шума, измеренный возле ограждения защитной зоны, – по ГОСТ 12.1.003. Основную стабилизацию пламени и бездымную работу оголовка необходимо обеспечивать подачей вспомогательного пара, который управляет формированием дыма при сбросе большого количества углеводородных газов. Количество подаваемого пара должно быть пропорциональным количеству сбрасываемого газа и его состава.

В целях более полного смешения сбросного газа с воздухом возможна подача паровоздушной смеси в оголовок с помощью устройств, имеющих инжекторы, в которые подается водяной пар. Выпуск смеси пара/воздуха внутрь оголовка необходимо осуществлять на высокой скорости и обеспечивать увеличение скорости истечения сбросного газа.

Оголовки факелов с подачей вспомогательного (дополнительного) воздуха используют в факелах, если требуется обеспечить бездымное горение. При этом вспомогательный воздух подают внутрь оголовка. Таким образом осуществляют предварительное смешение сбросного газа с воздухом. При истечении газовоздушной смеси из оголовка происходит и смешение с атмосферным воздухом. Этот способ необходимо применять при отсутствии источника пара.

Для защиты пламени от ветрового воздействия используют ветрозащитные устройства. Допускается не применять эти устройства, если при эксплуатации используют для защиты вспомогательный пар или принудительную подачу воздуха.

5.5.1 Стабилизатор для оголовка факела используют для предотвращения повреждения оголовка от касающегося пламени.

5.5.2 Стабилизатор должен обеспечить движение воздушного потока к оголовку, к коллекторам пара/воздуха для уменьшения силы воздействия ветра.

5.6.1 Все части факела должны быть стойкими к воздействию температуры. Верхняя часть факельного оголовка должна быть изготовлена из жаростойких сплавов по ГОСТ 5632. Допускается изготовлять нижнюю часть оголовка (вместе с соединительным фланцем) из менее качественных марок нержавеющей стали.

5.6.2 Жаропрочные футеровочные материалы используют для оголовков большого диаметра (более 1000 мм) для защиты от внутреннего горения. Материалы должны быть стойкими к высокой температуре и к ее резким изменениям. Конструкция футеровки должна обеспечивать:

5.6.3 Внутренний канал оголовка должен иметь жаропрочную футеровку со специальными креплениями. При проектировании необходимо учитывать последствия разрушения футеровки, в том числе возможность падения в ствол плотного огнеупора и затруднение прохождения потока сбросного газа, падение на землю внешнего огнеупора.

5.7.1 Для ремонта факельные оголовки должны быть демонтированы. Все элементы трубной обвязки должны быть устроены так, чтобы облегчить демонтаж.

5.7.2 Удаление и замену факельного оголовка выполняют с использованием кран-балки. В случаях высоких факелов (при отсутствии кранов достаточной высоты) необходимо предусматривать выдвигающуюся кран-балку на опорной башне факела. Кран-балка должна быть установлена ниже верхней площадки (или ниже газового затвора) и быть недоступной для воздействия стелющегося пламени. Должно быть предусмотрено подъемное устройство для установки кран-балки в позицию подъема.

5.8.1 Устройство дистанционного розжига должно обеспечить розжиг пилотных горелок факела, контроль наличия пламени на них и подачу аварийного сигнала в операторскую о прекращении работы пилотных горелок.

5.8.2 При сбое в подаче воздуха система розжига должна автоматически возвращаться к процессу предварительного смешения газа с воздухом.

5.8.3 При необходимости должно быть предусмотрено наличие резервного комплекта системы розжига.

5.8.4 В обоснованных случаях допускается использовать прямое искровое зажигание факела.

5.8.5 Система розжига должна работать устойчиво в течение срока службы, установленного изготовителем.

5.9.1 Для розжига пилотных горелок применяют следующие типы систем воспламенения:

5.9.2 Устройство искрообразования системы искрового зажигания смеси газ/воздух до туннеля должно быть расположено вблизи туннеля пилотной горелки, но не более чем в 7,5 м от него. При этом срок работы пилотной горелки может быть сокращен из-за незащищенности устройства искрообразования от пламени самой пилотной горелки или факела. Допускается размещение устройства искрообразования в туннеле.

5.9.3 Искровое зажигание смеси газ/воздух до пилотной горелки может быть использовано для поджига горючей смеси до выхода пламени из туннеля. При этом должен быть исключен проскок пламени и обеспечено устойчивое горение.

5.9.4 В системе факельного сжигания газовоздушной смеси сжатый воздух и топливный газ пропускают через диафрагмы в смесительную камеру. Газовоздушная смесь при этом должна быть горючей и не должна детонировать при воспламенении. Фронт пламени должен поступать по трубопроводу в туннель пилотной горелки и обеспечивать ее розжиг.

5.9.5 В системе искрового зажигания смеси газ/воздух электрод, способный к высокоэнергетическому емкостному разряду, должен быть расположен в восходящем потоке смеси в трубопроводе к пилотной горелке факела или в обводном трубопроводе между пультом, расположенным на границе защитной зоны, и выходом горелки.

5.9.6 Пилотную горелку сжатого воздуха системы факельного сжигания газа необходимо подключать к панели управления. Конструкция панели управления должна предусматривать наличие устройства зажигания и смотровое окно. В качестве устройства зажигания могут быть использованы свеча зажигания или пьезоэлектрический электровоспламенитель.

5.9.7 Пилотные горелки системы факельного сжигания газа могут быть связаны с коллектором линиями, оснащенными клапанами, по каждой из которых зажигается одна пилотная горелка. В этом случае каждая пилотная горелка должна зажигаться индивидуально. При этом фронт пламени должен быть таким, чтобы можно было разжечь все пилотные горелки при одиночном прохождении фронта пламени. Устройство трубопроводных линий должно соответствовать требованиям нормативных документов по безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.

5.9.8 Пилотную горелку системы факельного сжигания газа используют для розжига одной пилотной горелки. Длина трубопровода, соединяющего горелку с инжектором, не должна превышать 90 м. Систему, включающую пилотную горелку и трубопровод с инжектором, монтируют на стволе факела.

5.9.10 Прямой электровоспламенитель устанавливают непосредственно на пилотной горелке по решению разработчика проекта.

5.10.1 Система контроля пламени должна подтвердить, что пилотные горелки находятся в зажженном состоянии.

5.10.2 Термопреобразователи должны определять наличие пламени пилотной горелки и при этом не подвергаться его воздействию.

5.10.3 Ионизационные детекторы должны реагировать на изменение проводимости между электродами, находящимися в пламени, и выдавать сигнал о наличии пламени на пилотной горелке.

5.10.4 В оптической системе контроля наличия пламени следует применять два типа оптических датчиков – ультрафиолетовые и инфракрасные.

5.10.5 В акустических системах необходимо применять детекторы, контролирующие звук, характерный для работающего горелочного устройства. Требования к диапазону частот, генерируемых пламенем горелочного устройства, устанавливают в документах изготовителя.

6.1 Горелочное устройство факельной установки с горизонтальным стволом должно обеспечивать тонкое распыление промстоков, подаваемых для огневого обезвреживания, и смешение с воздухом и горючим газом.

6.2 Горючий газ должен поступать в количествах, необходимых для образования стабильного факела.

6.3 Конструкция горелочного устройства должна обеспечивать достаточную инжекцию атмосферного воздуха для бездымности сжигания.

6.4 Факельные установки с горизонтальными стволами оснащают системой защиты, которая отсекает газ и промстоки при отклонении от рабочих значений технологических параметров, установленных проектной документацией.

6.5 Горелочное устройство должно иметь систему пилотных горелок, обеспечивающих стабильное горение факела.

7.1 Камеры сжигания в закрытых (наземных) факельных установках должны иметь ограждение, выполненное так, чтобы снизить ветровое воздействие на процесс горения и предотвратить несанкционированный доступ воздуха.

7.2 В процессе эксплуатации закрытых (наземных) факельных установок обеспечивают контроль количества и качества воздуха, подаваемого в камеру сгорания, и температуру потока дымовых газов, покидающих камеру.

7.3 При достижении максимальной нагрузки первой ступени должна включаться следующая система горелок для сжигания сбросного газа с большим расходом.

7.5 Горелки и системы управления горелками для включенных пилотных горелок должны быть спроектированы на указанные газовые расходы и расходы жидкости, установленные проектной документацией для того, чтобы обеспечить бездымное сжигание.

7.6 Конструкция горелочного узла должна обеспечивать устойчивое горение для всех условий потока сбросного газа в рабочем диапазоне, не вызывать пульсаций горения, которые могут вызвать резонансные колебания корпуса камеры сжигания.

7.7 Конструкция наземного факела должна обеспечивать необходимый воздушный поток в камеру сгорания и выход для потока горячих дымовых газов из камеры сгорания. Для снижения температуры продуктов сгорания необходимо предусмотреть поступление избыточного воздуха. Воздушный поток в камеру сгорания должен быть обеспечен естественной или принудительной тягой.

7.8 В конструкции с принудительной подачей воздуха должны быть предусмотрены устройства регулировки, обеспечивающие тягу, исключающую искажение пламени факела и появление вибрации.

7.9 В процессе эксплуатации должен быть обеспечен однородный воздушный поток ко всем горелкам. Заграждающие жалюзи для впуска воздуха к горелкам должны обеспечивать равномерное распределение воздушного потока по горелкам.

7.10 Конструкция заграждения должна обеспечивать защиту персонала от излучения пламени и от наружных поверхностей камеры сгорания.

7.11 Конструкция вводов воздуха в ограждении должна обеспечивать уровень шума, не превышающий 80 дБА на расстоянии 1,0 м от мест ввода воздуха.

8.2 Общие требования по безопасности к оборудованию и органам управления – по ГОСТ 12.2.003.

8.5 Оборудование в процессе эксплуатации должно исключать образование газовоздушной смеси во внутреннем объеме ствола факела. Должно быть исключено поступление воздуха через оголовок факела в ствол и далее в факельный коллектор. В процессе эксплуатации должна быть осуществлена непрерывная продувка инертным или топливным газом. Должны быть предусмотрены необходимые блокировки (определяемые проектом оборудования), предотвращающие поступление атмосферного воздуха в факельный ствол при разрежении в основании факельного ствола более 1000 Па и подачу инертного газа в факельный коллектор при прекращении подачи продувочного газа.

8.6 Конструкция оборудования должна предусматривать наличие защитных устройств или аппаратов, препятствующих поступлению атмосферного воздуха в факельный коллектор. Данные устройства и (или) аппараты располагают в оголовке или в линии сбросного газа.

8.7 В качестве защитных устройств используют диффузионные (газостатические затворы), скоростные (газодинамические) затворы, жидкостные затворы и в необходимых случаях – огнепреградители.

8.8 Башенная опора факела должна быть защищена от прямых ударов молнии путем установки на верхней отметке сооружения молниеприемника и обеспечения его электрического контакта с заземлением (возможно через металлоконструкции опор с выполнением соответствующих конструктивных мероприятий). Требования к устройству молниезащиты – по СО 153-343.21.122 [5].

8.9 Дневная маркировка и светоограждение опоры должны быть выполнены в соответствии с требованиями РЭГА РФ-94 [6], ПБ 03-591-03 [7]. При выполнении системы светоограждения на верхней площадке следует устанавливать переносные светосигнальные приборы.

8.10 Факельная установка должна быть снабжена приборами, контролирующими технологические параметры с постоянной регистрацией и выводом показаний, – по ПБ 03-591-03 [7].

8.11 В устройстве дистанционного розжига факела должно быть предусмотрено автоматическое регулирование давления топливного газа и воздуха.

8.12 В рабочем режиме для факельной установки должно быть обеспечено автоматическое регулирование расхода продувочного газа для поддержания его расчетного значения.

9.1 Перед каждым пуском факельная система должна быть продута азотом, с тем чтобы содержание кислорода внутри (у основания) факельного ствола не превышало 1,0% объемн. (требование ПБ 08-624-03*) [9].

При сбросах водорода, ацетилена, этилена и окиси углерода объемное содержание кислорода не должно превышать норм, установленных ПБ 03-591-03 [7].

9.2 Для недопущения проникновения воздуха в факельную систему предусматривают подачу продувочного газа с интенсивностью, которая обеспечивает скорость потока в соответствии с требованиями ПБ 03-591-03 [7], препятствующую поступлению воздуха. Расход продувочного газа устанавливают проектной документацией.

9.3 При подготовке и проведении ремонтных работ должны быть приняты меры, обеспечивающие безопасность проведения этих работ в соответствии с действующими нормативными документами.

9.4 Факельная установка должна соответствовать требованиям взрывопожаробезопасности, указанным в ПБ 08-624-03 [9]. Обеспечение первичными средствами пожаротушения – в соответствии с действующими нормами.

10.1 Факельная установка должна обеспечивать устойчивое горение в полном диапазоне расходов сбросного газа, бездымное сжигание постоянных и периодических сбросов.

10.2 Факельная установка должна обеспечивать безопасную плотность теплового потока в защитной зоне и на поверхности расположенного вокруг оборудования.

10.3 При проектировании должны быть использованы конструктивные решения, обеспечивающие полноту сжигания сбрасываемых углеводородных газов и паров, для чего должны быть использованы конструктивные решения, обеспечивающие инжекцию атмосферного воздуха и необходимое смешение сбросного газа с воздухом.

10.4 При проектировании факельного устройства следует учитывать высоту, на которой происходит выброс вредных продуктов сгорания, чтобы исключить возможное загрязнение окружающей среды.

11.1 Оборудование, аппараты и металлоконструкции факельной установки (без средств автоматизации) перед хранением должны быть подвергнуты консервации.

11.2 Хранение оборудования, аппаратов и металлоконструкций факельной установки необходимо осуществлять в условиях 7(Ж1) по ГОСТ 15150. Приборы и средства автоматизации необходимо хранить в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации изготовителей.

Оборудование факельной установки перед отправкой на утилизацию (на вторичную переработку) необходимо освободить от рабочих сред по технологии предприятия-владельца, обеспечивающей безопасное ведение работ, а также осуществить разборку и разделку оборудования с сортировкой металла по типам и маркам.

Http://docs. cntd. ru/document/464663676

    Во-первых, высокая надёжность работы АСУ РКП в любых эксплуатационных условиях (различные физико-химические свойства утилизируемых газов, широкий диапазон расходов утилизируемых газов, различные метеоусловия), когда практические режимы эксплуатации отличаются от согласованных Технических Условий заказчика по диапазону температур, составу топливного газа, перепадам давления и режимам сброса ПНГ. Во-вторых, полное соответствие АСУ РКП требованиям РУКОВОДСТВА ПО БЕЗОПАСНОСТИ ФАКЕЛЬНЫХ СИСТЕМ, утвержденное Приказом Ростехнодзора от 26 декабря 2012 г. № 779 .

В основе концепции разработки используется Блочное исполнение автоматики АСУ РКП

Автоматизированная дежурная горелка конструктивно оформлена в едином защитном кожухе, содержащем форсунку топливовоздушной смеси (ТВС), электрод розжига и контроля пламени, тоководы высокотемпературные, блок электророзжига. Устанавливается в зоне устья факельного оголовка и открытого пламени факельного оголовка. Обеспечивается стойкость системы к температурным воздействиям в условиях сбросов до 450 тыс. м 3 /час.

За счёт специальных схемных решений, основанных на достижениях конверсионных предприятий, обеспечивается розжиг ТВС и ПНГ практически любого состава, а также любых других горючих компонентов – нефтей, мазутов и т. п.

_ Характеристики пультов управления и контроля. Пульт местного управления и контроля ПУ-01/1М (IP65) размещается на факельной площадке. Обеспечивает запуск факельной установки в ручном и автоматическом режимах, первичную обработку информации, выдачу информации на собственную панель управления (розжиг, контроль пламени, давление топливного газа) и передачу информации на дистанционный пульт. Дистанционный пульт ПУ-01/1Д (IP40) размещается в операторной. Обеспечивает запуск факельной установки в ручном и автоматическом режимах, выдачу информации на собственную панель управления и контроля (розжиг, контроль пламени, давление топливного газа), передаёт сигнал контроля пламени по каналу RS485 или через «сухие» контакты реле в АСУ ТП на любое расстояние. Пульт управления может поставляться в совмещённом исполнении (ПУ-01/1МЕ, IP65) с передачей информации по каналу RS485 или через «сухие» контакты реле в АСУ ТП.

_ Для повышения эксплуатационной надёжности используется охлаждение конструкции окружающим воздухом, а также применение жаропрочных и химически стойких материалов. В целом АСУ РКП обеспечивает гибкую систему управления процессом «электророзжиг – контроль пламени – розжиг факела» в ручном и автоматизированном режимах, как с факельной площадки, так и из операторной.

Ручной режим используется при проведении ПНР и регламентных работах.

В автоматическом режиме, с момента нажатия кнопки «пуск», происходит: – автоматический розжиг без участия оператора; – автоматический контроль пламени дежурных горелок; – автоматический розжиг в случае погасания пламени дежурной горелки; – и так далее, в течение всей продолжительности работы факельной установки.

Эксплуатационная надёжность автоматики практически подтверждена в течение до 10 лет.

Ни при пуско-наладке, ни в эксплуатации не требуются регулировки по расходам топливного газа. Запальный газ не применяется вообще. Для работы дежурной горелки может использоваться ПНГ того же состава, что и на факельном оголовке, без специальной подготовки, без сепарации и без осушения.

Разработаны и с 2006 г. применяются в эксплуатации конструкции факельных оголовков, соответствующих ПБ по бездымности и требованиям увеличенной продолжительности межремонтного периода Модификации факельных оголовков:

– ФО с дополнительной подачей воздуха высокого давления до 8000 кПа (расход ПНГ от 60 до 450 тыс. м 3 /час);

Предложенные инновационные технические решения обеспечили надежную работу факельных систем на следующих предприятиях нефтегазовой отрасли: Удмуртнефть, Сургутнефтегаз, Лукойл-Пермь НЕФТЕОРГСИНТЕЗ, Татнефть, малые нефтегазодобывающие предприятия Татарстана, ШЕШМАОЙЛ, Саратовнефтедобыча, заводы Газпрома, в том числе на факельных установках с объёмами аварийных сбросов до 450 000 м 3 /час. Наиболее характерный, обобщающий отзыв о работе АСУ РКП, выдан предприятием ГПЗ ООО «Газпром Добыча Оренбург» по результатам ввода факельной установки в промышленную эксплуатацию (апрель 2013 г.)

Автономные и огневые испытания модернизированной факельной установки производства НПП «Факельные системы»впервые за последние два с лишним десятилетия показали соответствие её работоспособности всему перечню нормативных требований ПБ-03-591-03 и Федеральных норм и правил в области промышленности “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”, в том числе по экологии и требованиям, выставленным предприятием «Оренбургский газоперерабатывающий завод», а именно:

– автоматика розжига и контроля пламени АСУ РКП обеспечивает неограниченную многократность дистанционного, ручного и автоматического запуска факельной установки У-100 (расход до 914 000 м 3 /сут);

– быстродействие и надёжность розжига дежурных горелок и факельного оголовка составляет не более одной-двух секунды при заполненных трубопроводах; – автоматика АСУ РКП обеспечивает абсолютное соответствие приборной информации «КОНТРОЛЬ ЦЕПЕЙ» – «РОЗЖИГ» — «ПЛАМЯ» фактической. Выдаёт информацию в операторную или АСУ ТП при любой удалённости от факельной площадки;

– реально обеспечено отсутствие дымности в режимах сброса «товарного» газа и «некондиции» и практически отсутствие дыма в технологическом режиме «пропарка».

По оценке специалистов ОГПЗ, факельная автоматика АСУ РКП не имеет ничего общего с системой «бегущий огонь», превосходит все известные аналоги по простоте в управлении и по соответствию задаче дистанционного автоматизированного запуска, контроля и надёжности.

Http://www. fakels. ru/

    Аварии могут возникнуть и при заниженных скоростях газовых потоков, отсутствии регламентированного состава и параметров сбрасываемых в факельную систему газов, необоснованных усложнениях общезаводских факельных систем, автономных факельных системах отдельного производства, цеха, самостоятельных факелах на технологических установках, что приводит к удлинению протяженности коммуникаций и смешению различных несовместимых сбросов. [c.207]

    Для горючих газов, содержащих более 8% (масс.) сероводорода, может быть предусмотрена отдельная факельная система со сбросом в факельную трубу. Однако при этом должна быть проработана и возможность отказа от строительства таких систем например, можно разбавлять сбросы до допустимых концентраций сероводорода газами от других объектов и затем направлять их в общую факельную систему предприятия. [c.184]

    Требования к газопроводам общей факельной системы. Факельные газопроводы и установленную на них арматуру при необходимости изолируют и обогревают. На территории технологических объектов на факельных выводах предусматривают отбойники, исключающие попадание конденсата, гранул и твердых веществ в общезаводские факельные газопроводы. Последние в пределах технологических объектов должны иметь уклон в сторону отбойников. [c.187]

Взрывобезопасность и противоаварийная защита химико-технологических процессов (1983) — [ c.29 , c.64 , c.393 ]

Http://chem21.info/info/394380/

2. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов,

3. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

6. Основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях

7.2. Возможные неполадки и аварийные ситуации, способы их ликвидации

7.3. Защита технологических процессов и оборудования от аварий и травмирования работающих

8. Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации, переработки

10. Перечень обязательных инструкций и нормативно-технической документации

1.1. Факельная установка предназначена для сбора и последующего сжигания горючих газов и паров, поступающих с установок ЭЛОУ-АВТ-3, ЭЛОУ-АВТ -2 , каталитического риформинга, изомеризации, установки гидроочистки дистиллятов цеха №2, емкостей фракции 75-85, изомеризата, фракции НК-85 и с газового хозяйства цеха № 3 в случаях:

– Срабатывания устройств аварийного сброса, предохранительных клапанов, ручного сбрасывания, освобождения технологических блоков от газов и паров в аварийных ситуациях.

– Периодических сбросов газов и паров, при пуске, наладке, остановке технологических блоков.

1.2. Факельная установка цеха № 3 относится к категории «Общей факельной системы», так как обслуживает группу технологически не связанных производств цехов № 1 ,№2 № 3 .

1.3. Генеральным проектировщиком факельного хозяйства является ОАО «Омскнефтехимпроект».

1.4. Для контроля за работой факельной установки приказом по заводу назначаются из числа инженерно-технических работников ответственные лица, прошедшие проверку знаний «Правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем».

1.5. Электроприёмники факельной установки (устройства контроля пламени, запальные устройства и средства КИПиА) по надежности электроснабжения относятся к потребителям первой категории.

1.Факельный коллектор I-1 (dу=600) для приема на факельную установку горючих газов и паров, поступающих с установок ЭЛОУ-АВТ-3, ЭЛОУ-АВТ-2, каталитического риформинга, изомеризации, установки гидроочистки дистиллятов цеха №2, емкостей фракции 75-85, изомеризата, фракции НК-85и газового хозяйства цеха №3;

2.Сепаратор факельного газа Е-1 (V=40м 3 ) для отделения конденсата от факельного газа;

3.Гидрозатвор Г-1 (V=8,2м 3 ) для предупреждения подсоса воздуха обратным ходом в факельный коллектор I-1;

1.Факельный коллектор II-1 (dу=600) для приема на факельную установку горючих газов и паров, поступающих с установки каталитического риформинга и изомеризации; ЭЛОУ-АВТ-3, ЭЛОУ-АВТ-2, установки гидроочистки дистиллятов цеха №2, емкостей фракции 75-85, изомеризата, фракции НК-85и газового хозяйства цеха №3;

2.Сепаратор факельного газа Е-2 (V=40м 3 ) для отделения конденсата от факельного газа;

3.Гидрозатвор Г-2 (V=8,2м 3 ) для предупреждения подсоса воздуха обратным ходом в факельный коллектор II-1;

4.Каплеотбойник Е-4 для дополнительного отделения конденсата от факельного газа;

1.6.3.Система дистанционного электрозажигания факела АИС 3.246.007 РЗ.

Http://vunivere. ru/work39096

Факельные установки – это системы, которые используются на нефтегазодобывающих и перерабатывающих предприятиях для бездымного сжигания выбросов. В зависимости от объекта они могут работать постоянно, периодически или аварийно.

В результате многих технологических процессов образовываются отработанные газы, которые нельзя просто сбросить в атмосферу из-за большого содержания вредных для экологии химических веществ. Чтобы процесс утилизации проходил безопасно, используются Факельные установки, в которых происходит полное сгорание.

По трубопроводу подачи от технологических агрегатов, сосудов, аппаратов или емкостей выбросы поступают сначала в сепаратор ФС и конденсатосборник, в которых удаляются механические примеси, капельная жидкость и другие взвешенные частицы. Затем очищенный газ подается в ствол факела, на конце которого находится оголовок с горелками, в которых происходит росжиг.

Для беспрерывного розжига рекомендуется устанавливать дежурные горелки с подводящими топливный газ и воздух трубопроводами. Общее количество горелок рассчитывается исходя из радиуса оголовка, скорости и объема потока, а также из необходимости обеспечения непогасаемости пламени.

Основными видами по своей конструкции и принципу действия являются:

    Факельные установки закрытого типа, в основном, изготавливаются горизонтальными или мобильными (транспортабельными на шасси) и применяются в населенных пунктах, рядом с жилыми объектами и обеспечивают полное отсутствие пламени, запаха, дыма, шума, теплового шлейфа и излучения, позволяя использовать образовавшуюся энергию в котлах или при нагреве холодных сжигаемых газов Факельные установки открытого типа предполагают прямое движение сгораемого продукта по вертикальному стволу длиной более 4 м

Каждый тип рассчитывается по индивидуальному заказу на основании требований и условий эксплуатации. Например, сепаратор и конденсатосборник могут оснащаться подогревателем или теплоизоляцией, чтобы не допустить попадания конденсата при низкой температуре атмосферного воздуха. Это может касаться и трубопроводов подачи топливного газа к дежурным горелкам.

Конструкция ствола зависит от высоты и диаметра и может быть самонесущий или монтироваться на растяжках. Для выбросов низкого и высокого давления необходимо устанавливать сдвоенный ствол для разграничения потоков.

Http://sarrz. ru/produkciya/separatory_otstojniki/fakelnaja_ustanovka. html

Новосибирский нпз нефтеперерабатывающий завод официальный сайт

НПЗ — завод, производящий телескопы (в том числе для любителей — ТАЛ), бинокуляры, микроскопы, аксессуары для своей продукции и многое другое.

НПЗ — крупнейший производитель на территории СНГ коммерческих телескопов с большой апертурой.

    катадиоптрические телескопы на экваториальных монтировках, с апертурами 150, 200 и 250 мм. 75, 100 и 125 мм рефракторы.

НПЗ (значения) — НПЗ аббревиатура от «нефтеперерабатывающий завод». НПЗ аббревиатура от «национальная платежная система» (см. Национальная система платежных карт). НПЗ (компания)  российская компания, производящая оптику … Википедия

НПЗ — аббревиатура от нефтеперерабатывающий завод. НПЗ российская компания, производящая оптику … Википедия

Компания нефтяная — Объединение нефтегазодобывающих (ОАО и НГДУ) и нефтегазоперерабатывающих предприятий (НПЗ, ГПЗ и НХК). Примечания 1. Нефтяные компании могут иметь собственные трубопроводы. 2. Нефтяные компании могут быть ресурсоизбыточными и… … Справочник технического переводчика

Тюменская нефтяная компания — ОАО «ТНК ВР Холдинг» Год основания 2003 Ключевые фигуры Герман Хан (исполнительный директор), Виктор Вексельберг (исполнительный директор по газовому бизнесу) Тип … Википедия

Саратовский НПЗ — Саратовский нефтеперерабатывающий завод Год основания 1934 год Ключевые фигуры Кореляков С. А. (генеральный директор) Тип ОАО Расположение … Википедия

ОАО “Нефтяная компания “Роснефть” (ОАО “НК “Роснефть”) — ОАО "НК "Роснефть" было создано согласно Постановлению Правительства РФ №971 от 29 сентября 1995 г. на базе Государственного предприятия "Роснефть" (ГП "Роснефть"), образованного, в свою очередь, в 1993 г. на… … Энциклопедия ньюсмейкеров

Новоярославский НПЗ — ОАО «Славнефть ЯНОС» Год основания 1961 Прежние названия Новоярославский НПЗ (1961) Новоярославский ордена Трудового Красного Знамени НПЗ им. 50 летия ВЛКСМ (1976) АООТ «Ярославнефтеоргсинтез» (1993 … Википедия

Киришский НПЗ — Киришинефтеоргсинтез нефтеперерабатывающее предприятие в городе Кириши Ленинградской области. Предприятие получает сырьё по трубопроводу из центров распределения в Ярославской области. Комбинат получает западно сибирскую и волго уральскую нефть.… … Википедия

Http://biograf. academic. ru/dic. nsf/ruwiki/1319765

Производственное объединение «Новосибирский приборостроительный завод» — российская компания, занимающаяся разработкой и производством оптико-механических и оптико-электронных приборов, предприятие оптико-механической промышленности СССР и России [1] . В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 21.11.2008 № 873 и приказом Государственной корпорации «Ростехнологии» в 2009 году был включён в состав холдинга «Оптические системы и технологии» (ныне: холдинг «Швабе»). Производит дневные прицелы, ночные прицелы с ЭОПами 1-го, 2+, 3-го поколения, тепловизионную технику, лазерные дальномеры, телескопы и измерительные приборы промышленного назначения. Поставщик прицелов и приборов наблюдения для российской армии, других силовых структур, а также на экспорт [1] .

Предприятие ведёт свою предысторию примерно с 1910 года [2]  — с открытия филиалов немецких оптических фирм «Карл Цейс» и «К. П. Гёрц» в городе Риге [3] . Во время Первой мировой войны, в июле 1915 года, рижские мастерские были эвакуированы в Петроград, где в следующем году были объединены в единое предприятие — казённый оптический завод ГАУ. Затем в марте 1918 года завод был переведён в Воронеж, летом того же года из-за наступления войск генерала Краснова в Пермь, а в начале октября из-за наступления Колчака — в Подольск. К весне 1927 года предприятие перебазировалось в посёлок Баньки Павшинской волости Московского уезда, будущий Красногорск. В 1927 году предприятие получило название: «Павшинский завод точной механики № 19», в 1933 году [4] перенумерованный в завод № 69. В декабре 1936 года завод был включён в только что образованный наркомат оборонной промышленности (НКОП), через два года он передан в НКВД и стал «Особым заводом НКВД». С первых лет существования предприятия определилась его основная специализация — оснащение Сухопутных войск прицельной и наблюдательной техникой. В 1939 году Особый завод НКВД вернули уже в НКВ, возвратив ему № 69. В апреле того же года заводу присваивается имя Ленина [5] . В 1941 году предприятие эвакуируется в Новосибирск (на оставшихся в Красногорске площадях в 1942 году было организовано новое оптико-механическое предприятие — Красногорский механический завод) [3] .

Первый эшелон с оборудованием прибыл в Новосибирск 8 ноября 1941 года. Для его размещения были выделены корпуса Института военных инженеров железнодорожного транспорта (НИВИЖТ), а также Военной школы пограничников с её казармами и конюшнями. Из Красногорска были перевезены свыше 2400 станков (в том числе до 500 оптических) [6] . Всего в город прибыли 20 эшелонов с оборудованием и 14 тыс. работников и членов их семей. В период эвакуации два с половиной месяца завод не выпускал продукцию. 27 декабря главный сборочный цех был сдан в эксплуатацию. К началу 1942 года работало 22 цеха. План 1941 года был выполнен на 92 процента [7] .

В Новосибирске в начале 1970-х годов было организовано Центральное конструкторское бюро точного приборостроения (ЦКБ «Точприбор»), а затем и Сибирский научно-исследовательский институт оптических систем (СНИИОС) [1]

Современный статус завода — акционерное общество, преобразовано из ФГУП 1 февраля 2011 года.

Http://wikiredia. ru/wiki/%D0%9D%D0%9F%D0%97_(%D0%BA%D0%BE%D0%BC%D0%BF%D0%B0%D0%BD%D0%B8%D1%8F)

Организация зарегистрирована 31 января 2012 г. регистратором Межрайонная инспекция Федеральной налоговой службы № 16 по Новосибирской области. Руководитель организации: генеральный директор Осьминин Александр Александрович. Юридический адрес ООО НПЗ Барабинский – 632336, Новосибирская область, город Барабинск, улица Кирова, 26. Основным видом деятельности является «Производство нефтепродуктов», зарегистрировано 6 дополнительных видов деятельности. Организации ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД БАРАБИНСКИЙ присвоены ИНН 7017299303, ОГРН 1127017004290, ОКПО 30411211.

По данным портала FasAkt. ru (Акты Федеральной Антимонопольной Службы РФ)

Оставьте свой отзыв на сайте “Сотрудник” – Портал отзывов сотрудников и соискателей о работадателях (sotrydnik. com)

Отзывы могут писать только те, кто реально сотрудничал с данной организацией. Если Вы пишите негативный или положительный отзыв, то обязаны указать номер заказа (договор, счёт), по которому Вас сможет идентифицировать данная организация. А так же оставить контактные данные для связи с Вами для решения возникших вопросов. Публиковаться контактные данные не будут, но будут переданы объекту отзыва по запросу. При написании отзыва обратите внимание на статью УК РФ, №128.1. “Клевета” (Клевета, то есть распространение заведомо ложных сведений, порочащих честь и достоинство другого лица или подрывающих его репутацию).

Если Вы пишите негативный отзыв об организации, то должны быть готовы доказывать свою позицию в суде.

Http://ruscifra. ru/company/1015510/

Для Вас работает сервис «Единый центр поддержки клиентов», специалисты которого будут рады Вам помочь:

    Проконсультируют Вас по вопросам, связанным с работой сети АЗС «Газпромнефть»:

    Правила участия в Программе лояльности Схема начисления бонусов Условия блокировки или разблокировки бонусной карты Условия приобретения товаров АЗС в обмен на бонусы Условия восстановления бонусной карты в случае утери, кражи или поломки Доступ в личный кабинет Информация в чеке Баланс, статус бонусной карты История транзакций по бонусной карте Выполнят блокировку бонусной карты по звонку, разблокировку – при наличии письменного заявления

    Сроки проведения Условия участия Список АЗС, на которых проходят акции Точки выдачи призов* Списки победителей*

    Примут заявку в работу по вопросам:
    Начисления, списания бонусов по карте Программы лояльности «Нам по пути» Качества обслуживания на АЗС «Газпромнефть», в том числе Ваши предложения по улучшению работы и персонала АЗС Качества топлива Техническим неисправностям оборудования на АЗС

    «Единый центр поддержки клиентов» принимает обращения клиентов по различным каналам связи:
    Звонок на номер 8-800-700-5151 Форма «Обратная связь» на сайте www. gpnbonus. ru Электронное письмо на адрес hl@gpnbonus. ru Вопрос в чат онлайн-консультанту на сайте www. gpnbonus. ru Сообщение в чат Telegram https://telegram. me/gpnbonus_bot (@gpnbonus_bot) Виртуальный помощник в Viber по ссылке viber. com/gpnbonus. Если Вам потребуется консультация оператора, виртуальный помощник переключит Вас на специалиста.

Мы стремимся к улучшению качества сервиса, поэтому для нас важно Ваше мнение.

*При проведении Федеральных рекламных акций сети АЗС «Газпромнефть»

Качество топлива, реализуемого на АЗС «Газпромнефть», контролируется на всех этапах транспортировки нефтепродуктов – от нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) до АЗС.

Стационарные заводские лаборатории перед отправкой с НПЗ произведенного бензина и дизельного топливо проводят комплексное исследование нефтепродуктов на соответствие ГОСТу и Техническому регламенту Таможенного союза с последующим выпуском паспорта качества на каждую партию.

С завода нефтепродукты отправляются на нефтебазы – по железной дороге или трубопроводу. В случае железнодорожной транспортировки каждая цистерна пломбируется одноразовыми запорными пломбами и защищается охранным договором с перевозчиком. Прибывшее по железной дороге топливо обязательно проходит проверку в собственных лабораториях нефтебаз как перед сливом в резервуары хранения, так и перед отпуском из них в бензовозы. Параметры отобранной перед отгрузкой пробы фиксируются в главном документе каждой партии – паспорте качества топлива, который сопровождает топливо до конечной точки реализации.

С нефтебаз на АЗС топливо доставляется автомобильным транспортом. Для гарантии сохранности качества и количества продукта на выезде с нефтебазы каждый отсек автоцистерны пломбируется одноразовой номерной пломбой. Все бензовозы, транспортирующие топливо на АЗС «Газпромнефть», оснащены GPS/ГЛОНАСС/GSM-трекерами, которые на протяжении всего пути позволяют дистанционно контролировать местоположение и режим движения, исключая риски несанкционированных остановок или изменения маршрута.

По прибытии в конечную точку реализации – на автозаправочную станцию, – топливо проходит приемо-сдаточную проверку. Перед сливом из бензовоза в подземный резервуар АЗС топливо тестируется на предмет отсутствия механических примесей и воды. Параллельно ответственные сотрудники снимают показания датчиков, установленных в подземных резервуарах: объем, температуру, плотность, содержание воды. Контроль этих параметров исключает риск попадания посторонних жидкостей в нефтепродукт и смешения.

В дополнение к оперативным и лабораторным контрольным мероприятиям на этапах транспортировки топлива каждая из 1200 АЗС «Газпромнефть» в России ежемесячно проходит внезапную инспекцию качества с использованием мобильных лабораторий или мобильных бригад. На части автозаправочных станций пробы топлива в течение месяца отбираются и исследуются повторно. В случае выявления любого отклонения параметров от норматива – реализация незамедлительно будет остановлена.

Таким образом, действующая система сохранности качества и количества нефтепродуктов включает в себя:

    высокотехнологичное техническое оснащение объектов производства, транспортировки, хранения и сбыта бензина и дизельного топлива; комплекс технологических операций в ходе производства, транспортировки, хранения и сбыта бензина и дизельного топлива; регулярные внезапные проверки физико-химических параметров топлива на нефтебазах, транспорте и АЗС; разработку мероприятий по снижению рисков нарушения сохранности качества и количества топлива.

Http://www. gpnbonus. ru/quality/

Техник – наладчик, Управления пусконаладочных работ «Марийскагропромпуско-наладка»

Электромонтёр по ремонту и обслуживанию электрооборудования 5 разряда, диспетчер, Суторминское управление по эксплуатации эл. сетей и эл. оборудования НГДУ «Суторминскнефть», ОАО «Ноябрьскнефтегаз» ОАО «Сибирская нефтяная компания»

Диспетчер, Производство электрообеспечения ТПДН «Суторминскнефть» ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Старший диспетчер, производственно-диспетчерская служба производства электрообеспечения «Суторминскнефть», Управление «Ноябрьскэнергонефть», ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Старший диспетчер, инженер 1категории, начальник производственно-диспетчерской службы, главный инженер производства электрообеспечения «Холмогорнефть», начальник производства электрообеспечения «Холмогорнефть», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Региональный управляющий-начальник производства «Холмогорнефть», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Региональный управляющий-начальник производства «Московский нефтеперерабатывающий завод», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Главный инженер – первый заместитель управляющего директора, ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Главный инженер – первый заместитель управляющего директора ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Электрик, инженер-электрик, Центр Госсанэпиднадзора в Оренбургской области

Мастер, начальник участка сетей и подстанций Ордена Ленина, ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени производственного объединения «Стрела»

Заместитель главного инженера, заместитель главного энергетика ГОУ ВПО «Оренбургский государственный университет»

Старший мастер, начальник сетевого района, супервайзер, начальник службы линий, заместитель главного инженера по производству ООО «Оренбургэнергонефть»

Заместитель главного инженера, заместитель директора-главный инженер Филиала ЗАО «РН-Энергонефть» в Самарской области

Заместитель начальника управления по обслуживанию и ремонту – главный инженер управления энергетики ОАО «Оренбургнефть»

Главный инженер – первый заместитель управляющего директора ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Начальник службы телемеханики и связи, Управление «Холмогорнефть» ТПДН «Холмогорнефть» ОАО «Сибнефть – Ноябрьскнефтегаз»

Начальник службы телемеханики, Управление «Ноябрьскэнергонефть» ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Заместитель генерального директора по подготовке производства ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Заместитель управляющего по подготовке производства ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Заместитель управляющего по обеспечению производства ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Заместитель управляющего директора по обеспечению производства ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Специалист 1 категории юридического отдела, Межрайонная инспекция

Инженер 2 категории, 1 категории отдела учета и движения кадров Управления планирования персонала ОАО «Томскнефть» Восточной нефтяной компании

Заместитель директора по экономике и финансам ЗАО «Васюган» (дочернее общество ОАО «Томскнефть» ВНК, входящего в группу «Газпромнефть» (50%) и «Роснефть» (50%))

Заместитель управляющего директора по экономике и финансам ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Заместитель генерального директора по безопасности, заместитель управляющего по безопасности ООО «СпецТрансСервис»

Заместитель управляющего по безопасности ООО «Капитальный ремонт скважин – Сервис»

Заместитель генерального директора по безопасности ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Заместитель управляющего по безопасности ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Заместитель управляющего директора по безопасности ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Исполняющий обязанности заместителя управляющего директора по производственной безопасности

Электромонтёр по ремонту и обслуживанию электрооборудования, Производство электрообеспечения «Холмогорнефть»

Мастер, старший мастер, начальник сетевого района, Производство электрообеспечения «Холмогорнефть», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Начальник службы подстанций, Производство электрообеспечения «Холмогорнефть», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Начальник диспетчерской службы, Производство электрообеспечения «Холмогорнефть», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Заместитель начальника центральной диспетчерской службы по расчётам и режимам, ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Начальник отдела промышленной безопасности, охраны труда и здоровья управления производственной безопасности, ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Начальник управления производственной безопасности, ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов, 2002г.

Мастер, заместитель начальника, начальник службы, ОАО «Оренбургэнерго»

Электроснабжение промышленных предприятий, городов и сельского хозяйства

Инженер 1 категории, Управление по эксплуатации электрических сетей «Холмогорнефть», АООТ «Ноябрьскнефтегаз»

Начальник центральной диспетчерской службы, Производство энергообеспечения ТПДН «Холмогорнефть», ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Начальник центральной диспетчерской службы, Управление «Ноябрьскэнергонефть», ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Начальник центральной диспетчерской службы, ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Заместитель главного инженера по эксплуатации, ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Подземно-транспортные строительные, дорожные машины и оборудование

Инженер-механик, Управление технологического транспорта №6, ТПДН «Суторминскнефть» ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Заместитель начальник службы эксплуатации производства спецтехники, Управление «Муравленковскспецавтотранс» ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Начальник службы эксплуатации, заместитель начальника отдела по технологическому транспорту, заместитель начальника отдела по оперативной работе, ООО «Муравленковская Транспортная Компания»

Заместитель главного инженера по малой энергетике, ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Заместитель главного инженера по малой энергетике и ТВХ, ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Заместитель главного инженера по малой энергетике, ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Региональный управляющий–начальник производства электрообеспечения «Муравленковскнефть»

Мастер, старший мастер сетевого, Управления «Энергонефть» НГДУ «Суторминскнефть» ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Начальник сетевого района, Производство электрообеспечения ТПДН «Суторминскнефть» ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Начальник сетевого района, главный инженер производства электрообеспечения «Муравленковскнефть», Управление «Ноябрьскэнергонефть» ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Главный инженер производства электрообеспечения «Муравленковскнефть», заместитель генерального директора по производству-начальник производства электрообеспечения «Муравленковскнефть», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Региональный управляющий-начальник производства «Муравленковскнефть», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Региональный управляющий–начальник производства электрообеспечения «Приобскнефть»

Диспетчер центральной диспетчерской службы, Управления «Энергонефть» НГДУ «Суторминскнефть», АООТ «Ноябрьскнефтегаз»

Мастер, старший мастер, начальник сетевого района, Производство электрообеспечения ТПДН «Суторминскнефть», ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Начальник Крайнего сетевого района производства электрообеспечения «Суторминскнефть», Управление «Ноябрьскэнергонефть» ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Начальник сетевого района, заместитель начальника по подготовке производства электрообеспечения «Суторминскнефть», начальник производства электрообеспечения «Приобское», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Региональный управляющий-начальник производства «Приобскнефть», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Региональный управляющий-начальник производства электрообеспечения «Востокнефть»

С. Ново-Алексеевка, Урицкого района, Кустанайской области, Республика Казахстан

Электрослесарь по ремонту РУ 1 разряда, АО «Ноябрьские электрические сети»

Мастер, инженер 1 категории производственно-технической службы производства электрообеспечения «Холмогорнефть» Служба в Вооруженных силах Российской Армии.

Начальник производственно-технической службы, главный инженер производства электрообеспечения «Востокнефть»

Региональный управляющий-начальник производства «Востокнефть», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Региональный управляющий – начальник производства электрообеспечения «Оренбургнефть»

Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования, Управление «Холмогорнефть» НГДУ «Холмогорнефть»» ОАО « Ноябрьскнефтегаз»

Мастер, Производство электрообеспечения ТПДН «Холмогорнефть»» ОАО « Сибнефть – Ноябрьскнефтегаз»

Мастер, ведущий инженер сетевого района, Управление «Ноябрьскэнергонефть» ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Начальник сетевого района, начальник производственно-технической службы, заместитель начальника производственно-технического отдела, начальник отдела подготовки производства, ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Региональный управляющий – начальник производства электрообеспечения «Оренбургнефть», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Региональный управляющий–начальник производства электрообеспечения “Холмогорнефть”

Электромонтер, начальник смены, главный инженер ГЭС, Восточные электросети «Молдглавэнерго»

Мастер, старший мастер, Управление по эксплуатации электросетей и электрооборудования НГДУ «Муравленковскнефть»

Старший мастер, главный энергетик, начальник участка, МУП «Межотраслевое территориальное объединение жилищно – коммунального хозяйства» г. Муравленко

Диспетчер, Муравленковское предприятие городских электрических сетей

Начальник сетевого района, Управление «Ноябрьскэнергонефть» ОАО «Сибнефть – Ноябрьскэнергонефть»

Начальник сетевого района, начальник производственно – диспетчерской службы, начальник производственно – технической службы, главный инженер производства «Холмогорнефть», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Региональный управляющий-начальник производства «Холмогорнефть», ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Электромонтер по ремонту и обслуживанию нефтепромыслового оборудования; мастер Суторминского сетевого района; ведущий инженер цеха ППиРЭОиЭС; начальник цеха ППиРЭОиЭС Управления «Ноябрьскэнергонефть»

Начальник ЦПП ПрЭО «Суторминскнефть»; заместитель начальника по подготовке производства ПрЭО «Суторминскнефть»; заместитель генерального директора по подготовке производства ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования (производственная практика) управления капитального ремонта скважин

Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования Управления «Ноябрьскэнергонефть»

Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования; инженер 1 категории службы диагностики; начальник службы диагностики; главный инженер производства энергоремонта; начальник управления производственной безопасности; начальник управления энергосервиса; начальник производства энергосервиса ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Начальник отдела производственной безопасности ООО «Ямалстройэнергомонтаж»

Электромонтер раймежколхозного производственного объединения по электрификации Несвижское «Райсельэнерго»

Электромонтер по силовым сетям и электрооборудованию, электромонтажник по силовым сетям и электрооборудованию п/о «Ноябрьскнефтегаз» НГДУ «Заполярнефть», электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования участка подготовки производства элетрообеспечения «Заполярнефть», мастер участка подготовки производства электрообеспечения «Заполярнефть», Управления «Ноябрьскэнергонефть», ОАО «Сибнефть – Ноябрьскнефтегаз»

Мастер участка подготовки производства, старший мастер цеха подготовки производства, начальник цеха подготовки производства, заместитель начальника по подготовке производства электрообеспечения «Заполярнефть» ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Начальник производства электрообеспечения «Заполярнефть» ООО «Ноябрьскэнергонефть»

Http://xn--90aefbwqccdfrdjw3a2jli6a. xn--p1ai/1/rukovodstvo-predpriyatiya

Спасатели стягивают дополнительные силы на нефтехимический объект в промзоне Нижнекамска. Пожар начался в одном из цехов. На данный момент удалось сбить так называемое факельное горение, борьбы с огнем продолжается, пишет РИА Новости. Пострадавших, по предварительной информации, нет. ЧП не угрожает населению и окружающей среде, отмечают в МЧС. Причиной пожара, по одной из версий, мог стать сбой в системе охлаждения.

Комментарии оскорбительного характера и с использованием ненормативной лексики, а также ссылки на сторонние ресурсы, не имеющие отношения к обсуждаемой теме, удаляются.

В выходные в центральных районах России резко похолодает. Уже завтра температура начнет понижаться – днем будет 6-8 градусов, ночью два градуса выше нуля. Ситуацию усугубит штормовой ветер, МЧС предупреждает, что его порывы могут достигать 25 метров в секунду. Все это будут сопровождать дожди, к которым в воскресенье может присоединиться снегопад. В начале новой рабочей недели осадки прекратятся, ветер ослабнет, но больше пяти тепла не обещают, а со среды столбики термометра поползут вверх, и уже к четвергу обещают +17°.

Суд арестовал подростка, который совершил нападение в башкирской школе. В суд 17-летнего школьника доставили из больницы. Заседание проходило в закрытом режиме. Ученик останется под стражей как минимум 2 месяца. ЧП произошло в минувшую среду, в школе №1 города Стерлитамака. Мальчик пришел в учебное учреждение с канцелярским ножом и баком бензина. Ножевые ранения получили педагог и одна школьница. Еще одна девочка, испугавшись пожара, который устроил нападавший, выпрыгнула в окно. Как сообщили медики, все пострадавшие переведены из реанимации. Подросток в последние дни также находился в больнице — он сам нанес себе ножевое ранение. После ЧП возбудили два уголовных дела: в отношении школьника о покушении на убийство, а также против должностных лиц, допустивших халатность. Сообщалось, что на школьника не раз поступали жалобы из-за агрессивного поведения, кроме того, он писал о готовящемся нападении в соцсетях.

Россиянам за выдачу загранпаспорта нового поколения придётся заплатить 5 тыс. рублей госпошлины. Это на полторы тысячи больше чем сейчас. Законопроект утверждён правительством. Новый документ будет снабжён электронным носителем информации о гражданине. Кроме того, до трех тысяч рублей вырастет налог на получение водительских прав. А за регистрацию нового транспортного средства нужно будет выплатить полторы тысячи. Предполагается, что повышение госпошлин поможет частично компенсировать затраты государства на выдачу таких документов.

Детям из одной семьи предлагают давать преимущественное право при поступлении в школу. Такие поправки в федеральный закон об образовании предложили внести депутаты Заксобрания Карелии. Авторы инициативы отмечают, что сейчас преимущество при получении места в учебном заведении имеют, в частности, дети сотрудников государственных органов и служб. А дети из одной семьи иногда вынуждены учиться в разных школах. В ближайшие дни инициатива будет направлена в Министерство образования.

Официальный дилер Mercedes в России отзывает 25 тысяч автомобилей Mercedes-Benz. Причина – возможное срабатывание подушки безопасности водителя, сообщается на сайте Росстандарта. Все машины были проданы с 2014 по 2017 годы. Ремонт для владельцев будет бесплатным.

Следователи проверяют видео избиения мальчика в школе под Петербургом. Инцидент произошел в поселке Большая Ижора во вторник. На ученика шестого класса напали в кабинете. Издевательства сняли на видео. На ребенка бьют кулаками, а когда он падает и закрывает голову руками, начинают пинать ногами. Несколько ударов попали ему по голове. На заднем плане слышны крики детей, которые подбадривают обидчиков. Видео заканчивается на том, что пострадавший мальчик опрокидывает парту и выбегает из кабинета. По данным СМИ, ребенка часто избивали в школе. Родители знали о конфликтах с одноклассниками, но не хотели раздувать скандал. Но после того избиения в классе мама мальчика отправилась в школу, где ей и показали видео драки.

Официальный дилер Mercedes в России отзывает почти 25 тысяч автомобилей Mercedes-Benz (А – В – С – класса и CLA, GLA, GLC-классов) из-за возможного срабатывания подушки безопасности водителя из-за электростатического разряда, сообщается на сайте Росстандарта. Отзыву подлежат 24,763 тысячи автомобилей, реализованные с 2014 по 2017 годы. Причиной является возможное срабатывание подушки безопасности водителя из-за электростатического разряда. Все ремонтные работы сделают бесплатно для владельцев.

Мост на пересечении Софийской улицы и Ленсоветовской дороги в Петербурге, который называют «мостом глупости» из-за того, что под ним регулярно застревают автомобили, планируется полностью или частично покрыть светоотражающей краской. Это сделает его более заметным для водителей, рассказал РИА Новости представитель учреждения «Мостотрест». Накануне очевидцы в соцсетях сообщили, что под мостом, где висит растяжка с надписью «Газель не пройдет», а также установлены предупреждающие знаки, ограничивающие габариты проезжающего транспорта, застряла очередная «Газель». Она стала 147-й машиной, которой не удалось благополучно миновать «мост глупости». У этого моста есть собственный аккаунт в сети микроблогов Twitter, автор которого ведет подсчет автомобилей, чьи водители оказались недостаточно внимательны.

Детям из одной семьи предлагают давать преимущественное право при поступлении в школу. Такие поправки в федеральный закон об образовании предложили внести депутаты Заксобрания Карелии. Авторы инициативы отмечают, что сейчас преимущество при получении места в учебном заведении имеют только дети сотрудников госорганов и служб. А дети из одной семьи иногда вынуждены учиться в разных школах. В ближайшие дни инициатива будет направлена в Министерство образования.

Федеральная таможенная служба предотвратила ввоз контрафакта почти на пять миллиардов рублей в прошлом году. Об этом в интервью телеканалу НТВ заявил глава службы Владимир Булавин. По его словам, поток нелегальных товаров в Россию увеличился в преддверии Чемпионата мира по футболу. Злоумышленники пытаются провезти подделки с символикой ФИФА.

Спикер Госдумы Вячеслав Володин предложил ввести ответственность вплоть до уголовной для тех, кто будет следовать санкциям США на территории России. Об этом сообщили в пресс-службе нижней палаты парламента. По словам Володина, в России должны жить по российским законам. 6 апреля США ввели новый пакет санкций против 38 наших предпринимателей, чиновников и компаний. После этого официальный представитель Госдепартамента США Хизер Нойерт сообщила, что помимо этого американские власти рассматривают новые ограничительные меры в отношении России. Такое же заявление сделала постпред США при ООН Никки Хейли.

«Аэрофлот» обратился в МИД и Минтранс в связи с проблемами с выдачей виз США экипажам, сообщил РИА Новости представитель авиакомпании. «Наблюдается большая проблема — экипажам перестали выдавать визы, поэтому мы обратились в МИД и Минтранс», — заявил он. В компании также отметили, что сейчас имеющихся виз достаточно, чтобы сохранить полеты в течение нескольких месяцев. Как отметили в «Аэрофлоте», возможно, что пилоты и бортпроводники, имеющие визы, будут работать в режиме переработок.

Несмотря на искусственное подпитывание беспрецедентными санкциями антироссийская кампания в США выдыхается, заявил министр иностранных дел России Сергей Лавров в интервью РИА Новости. Министр отметил, что американские военные не допустят прямого военного столкновения Москвы и Вашингтона, однако политики, по его словам, «подзуживают» руководство своей страны, «требуя от нее все больше и больше конфронтации, включая материальную». Лавров добавил, что Вашингтон заявляет, что хочет хороших отношений с Россией, но требует при этом, чтобы Москва признала «все свои грехи и все свои ошибки». Глава МИД также указал, что такой подход можно понять — после того, как Запад несколько столетий «вершил все дела по своему усмотрению в мире», сегодня появляются новые центры силы в Азии, в Латинской Америке, а также сама Россия как один из важнейших игроков на мировой арене.

Капитану ЦСКА и сборной СССР Вячеславу Фетисову, участнику лучшей пятерки в истории мирового хоккея, сегодня исполнилось 60 лет. Он выступал до 40, а потом посвятил себя госслужбе. Фетисов возглавлял весь российский спорт, сейчас депутат Госдумы. Он также преподает в ВУЗе, ведет программу на телевидении, проводит мастер-классы, снимается в кино – играл самого себя в нескольких лентах. Двукратного олимпийского чемпиона, семикратного чемпиона мира с юбилеем поздравил Владимир Путин. В своей телеграмме президент отметил талант, волевой характер, исключительную работоспособность, общественную деятельность и искреннюю заботу о продвижении победных традиций российского спорта Фетисова. Президент пожелал ему здоровья и реализации намеченных планов.

Пасмурная погода, кратковременные дожди и сильный ветер с порывами до 20 метров в секунду прогнозируются в Москве завтра, во второй половине дня не исключена гроза, сообщила РИА Новости главный специалист столичного Метеобюро Татьяна Позднякова. При этом днем воздух может прогреться до плюс 17 градусов. В Подмосковье ветер будет сильнее, его порывы могут достигать 25 м с. Спасатели рекомендуют жителям региона во время непогоды находиться дома. Запрещается пользоваться лифтом. Если сильный ветер застанет кого-то на улице, не следует прятаться от стихии около стен домов, на остановках общественного транспорта, около рекламных щитов и под деревьями.

В школах Московского района Санкт-Петербурга провели анонимное анкетирование старшеклассников об их отношении к экстремизму и любви к родине. Как пишет газета «Коммерсант», школьникам предлагалось указать, считают ли они себя патриотами, ставят ли интересы страны выше свои личных, испытывают ли гордость за современное политическое влияние России, готовы ли они защищать страну и отказаться от эмиграции. Снимки такой анкеты были опубликованы накануне в соцсетях. Однако директор одной их указанных школ заявила, что такие бумаги детям не раздавались. При этом в городском комитете по образованию подтвердили, что подобное исследование проводится согласно плану профилактики правонарушений среди несовершеннолетних.

Следователи получили заключения всех генетических экспертиз по уголовному делу о пожаре в ТЦ «Зимняя вишня» в Кемерове, все погибшие опознаны, написала официальный представитель СКР Светлана Петренко в мессенджере «ТамТам». Следствие определило, что окончательное количество погибших при пожаре в ТЦ «Зимняя вишня» в Кемерово – 60. Пожар в четырехэтажном торговом центре «Зимняя вишня» в Кемерове произошел 25 марта. Ранее сообщалось о 64 погибших, в том числе 41 ребенке. Похороны 37 погибших пройдут на Кузбассе с 21 по 23 апреля.

Движение грузовых автомобилей по мосту с материковой части России в Крым планируется открыть ориентировочно в октябре, сразу после завершения высокого летнего сезона, сообщил министр транспорта Максим Соколов. Он напомнил, что мост сдается досрочно, за полгода до назначенного срока — в конце мая, в преддверии курортного сезона, по нему смогут поехать легковые автомобили и автобусы. Мост через Керченский пролив, который соединит Крым и Краснодарский край, будет самым протяженным в России — его длина составит 19 километров.

Первый зампред комитета Госдумы по госстроительству и законодательству Вячеслав Лысаков считает необходимым конкретизировать идею о повышении штрафа за остановку транспорта на проезжей части. Ранее председатель Национального союза защиты прав потребителей Павел Шапкин заявил РИА Новости, что направил письмо премьеру Дмитрию Медведеву с просьбой значительно увеличить штраф за нарушение правил остановки или стоянки транспорта на проезжей части, повлекшее создание препятствий для движения других машин. Лысаков просит в частности уточнить понятие, что такое стоянка на проезжей части.

Российское генконсульство в австрийском Зальцбурге выясняет, есть ли граждане России среди пострадавших при столкновении двух поездов на центральном вокзале города. Об этом сообщается в Twitter-аккаунте генконсульства. Пока информация о пострадавших россиянах не поступала. Инцидент произошел сегодня утром в момент, когда маневровый локомотив цеплял вагон к составу Цюрих–Вена, после чего врезался в стоявший на путях пассажирский поезд. В результате инцидента пострадали от 35 до 40 человек, большинство из них получили легкие травмы. Обстоятельства происшествия устанавливаются, движение поездов не нарушено.

Акция «Бессмертный полк» впервые официально пройдет в Женеве 5 мая, сообщила РИА Новости координатор мероприятия и главный редактор русскоязычного интернет-портала «Вся Швейцария на ладони» Светлана Конев. Мэрия Женевы дала на это официальное разрешение. Шествие пойдет от гостиницы «Англетер» на набережной Мон-Блан до штаб-квартиры ООН. Полиция Женевы перекроет дорогу и будет обеспечивать безопасность. Конев добавила, что, традиционно, акция «Бессмертный полк» также состоится и 9 мая на аллее славы на кладбище «Хёрнли» в Базеле. В День Победы в этом швейцарском городе проходит торжественная церемония возложения венков к братской могиле советских солдат с участием послов стран СНГ.

Последний абсолютный монарх в Африке, король Свазиленда Мсвати III переименовал свое государство в Королевство Эсватини. Об этом пишет агентство Reuters. О своем решении король объявил в ходе праздничной церемонии в честь 50-летия независимости народа свази и 50-летия самого Мсвати III. Он заявил, что одной из причин переименования была путаница в названиях: «Куда бы мы не ездили, люди называют нас Швейцарией». На английском названия двух государств звучат похоже. Эсватини, бывший Свазиленд, находится на юге Африки между ЮАР и Мозамбиком. Королевство обрело независимость от Великобритании в 1968 году. Население составляет примерно один миллион 350 тысяч человек.

Ряд улиц Москвы будут перекрыты в связи с подготовкой к параду Победы. Об этом сообщили в столичном Департаменте транспорта. Движение ограничат сегодня вечером на участке от Минского до Рублевского шоссе, а также на улицах Осенняя, Крылатская и Нижние Мневники. Ряд улиц в центре города будут перекрыты 23 и 26 апреля. Проезд по ним также будет недоступен утром 6 и 9 мая.

Крупная авария произошла сегодня утром в Унечском районе Брянской области. По данным регионального МЧС, у села Рюхов столкнулись грузовой автомобиль и микроавтобус. В результате ДТП пострадали 10 человек, трое из них в тяжелом состоянии, сообщает РЕН ТВ. Информации от ГИБДД о причинах аварии не поступало.

Сразу в двух городах – Сочи и Омске – сегодня стартует XII Международный хоккейный турнир детских команд КХЛ «Кубок Газпром нефти». Этот крупнейший детский хоккейный турнир Европы проводится по групповой модели. В нем принимают участие 26 команд из Белоруссии, Латвии, Казахстана, России и Финляндии. В этом году впервые к ним присоединилась Германия. Группа «Запад» выступает в олимпийских дворцах спорта «Большой» и «Айсберг» в Сочи. Группа «Восток» сыграет на льду «Арены Омск» и Хоккейного центра «Авангард» в Омске. Календарь соревнований можно посмотреть на сайте турнира.

Голосовать за треки и добавлять их в избранное может только зарегистрированный пользователь.

Http://www. avtoradio. ru/news/uid/70397/city/

В настоящее время на прилавках и сайтах российских магазинов оптики доминируют зарубежные производители телескопов. Это всемирно известные бренды Celestron, Meade, Sky-Watcher, Orion и множество других фирм. Отечественные производители представлены гораздо скромнее, и иногда нужно приложить определенные усилия, чтобы найти нужный тебе телескоп.

Отечественные телескопы традиционно отличаются хорошим качеством оптики и оригинальными оптическими схемами. Но в то же время мы немного отстаем по части электроники. Также стоит отметить и слабый маркетинг. Яркое оформление и рекламные акции не в наших традициях. Но в целом, наши телескопы являются достойными конкурентами своих зарубежных аналогов.

Пожалуй самый главный и самый крупный производитель любительских телескопов в России. Завод входит в состав холдинга «Швабе», и кстати недавно поменял наименование на ОАО «Швабе — Оборона и Защита».

НПЗ выпускает телескопы под маркой «ТАЛ». На сайте завода представлено 17 моделей телескопов. Также в ассортименте различные аксессуары: окуляры, искатели, линзы Барлоу. Можно купить отдельно трубы телескопов и монтировки.

Завод находится в Подмосковье и также входит в состав холдинга «Швабе». Является производителем большого количества оптических приборов, в том числе выпускает крупногабаритные зеркала для больших телескопов. В 60-70-е годы ЛЗОС изготовил главное зеркало диаметром 6,05 метров для телескопа БТА, самого большого телескопа в Евразии.

В линейке любительских телескопов имеется только один прибор — телескоп «Астро Рубинар-100». Это зеркально-линзовый телескоп, построенный на основе фотообъектива «МС Рубинар 10/1000 макро».

В список стоить добавить и Ленинградское оптико-механическое объединение, одно из старейших предприятий в этой отрасли. По разным слухам в ЛОМО перестали выпускать телескопы, и в последнее время распродавали остатки со складов. Хотя на сайте все еще находится информация о телескопах «Astele».

Телескопы ЛОМО всегда отличались высочайшим качествам, и стоят того, чтобы купить их хотя бы б/у.

Новосибирская фирма предлагает к продаже три модели телескопов системы Ричи-Кретьена, а также детали и принадлежности к ним. Телескопы Астросиб имеют большой диаметр 350, 400 и 500 мм, и подойдут владельцам собственных обсерваторий.

Http://mykosmos. ru/rossijskie-teleskopy/

Общество с ограниченной ответственностью научно-производственное предприятие «СЕНСОР» было основано в г. Заречном Пензенской области в 1992 году.

В настоящее время НПП «СЕНСОР» – это крупная стабильно развивающаяся компания с высокой культурой производства и численностью персонала около 400 человек.

Постоянный рост производственных мощностей, разработка новых изделий осуществляется только за счет собственных средств предприятия.

Большое внимание уделяется культуре производства, состоянию рабочих мест.

Инженерно-технические службы укомплектованы высококвалифицированными специалистами.

Наша цель – развитие отечественного приборостроения и арматуростроения до уровня ведущих мировых производителей!

Хотите купить надежное высокотехнологичное оборудование для нефтегазового сектора? Лучшие ценовые предложения на рынке предлагает компания НПП «СЕНСОР», являющаяся разработчиком и производителем контрольно-измерительной аппаратуры, трубопроводной арматуры и другой продукции. Ассортиментный ряд предприятия насчитывает более 200 позиций.

    оборудование для нефтебаз; оборудование для НПЗ; оборудование для АЗС; оборудование для АГЗС.

Вся продукция по своим техническим и эксплуатационным характеристикам значительно превосходят аналоги, представленные на мировом рынке. Подтверждением этого является обширный список заказчиков продукции (более 5 тыс. предприятий из РФ и СНГ), которые оставляют исключительно положительные отзывы о сотрудничестве с нами и качестве продукции предприятия.

Разработка и производство оборудования для нефтегазовой отрасли, включая инновационные изделия для нефтеперерабатывающих заводов – основное направления деятельности НПП «СЕНСОР». В каталоге предприятия представлена измерительная аппаратура, приборы для контроля, датчики и сигнализации, которые используются на опасных производствах. Качество оборудования, среди которого большое количество образцов, разработанных нашими специалистами по индивидуальным заданиям, подтверждено соответствующими лицензиями и сертификатами.

Эффективная работа современных нефтебаз требует наличия новейшего технологичного искробезопасного наливного и контрольно-измерительного оборудования. За более, чем двадцатилетний период своей деятельности наше предприятие разработало и внедрило в производство целый ряд уникальных изделий, которые позволяют решать наиболее сложные задачи в процессе осуществления технологических процессов нефтегазохранилищ. Сотрудничество с нашим предприятием – это выгодная возможность не только купить надежное, проверенное временем оборудование для нефтебаз по цене производителя, но и заказать разработку индивидуальных решений для конкретного объекта.

Одним из направлений производственной деятельности нашего предприятия является разработка и производство изделий и автоматики для автозаправочных станций. Оборудование для АЗС и АГЗС обеспечивает процессы, связанные с хранением, учетом и реализацией ГСМ, а также способствует эффективной работе операторов. Для решения таких задач необходимы не только базовые устройства и специальные приспособления, разработанные нашими специалистами на основе передового опыты ведущих мировых производителей и достижений в области науки и техники. Для консультации по вопросам заказа оборудования для нефтегазовых компаний и автозаправочных комплексов свяжитесь с нашими специалистами по указанным на официальном сайте НПП «СЕНСОР» контактным телефонам. Наши возможности позволяют находить лучшие решения для вашего бизнеса.

Http://www. nppsensor. ru/

Стоимость проекта превышает 39 млрд рублей. Однако после запуска налоговые платежи в бюджет области могут превысить 5,8 млрд рублей ежегодно. Новый промышленный комплекс будет построен с использованием передовых технологий, и в итоге позволит добиться глубины переработки нефти не ниже 92%.

Сегодня уже начаты подготовительные работы, выполнено технико-экономическое обоснование проекта, заключен договор на проектирование.

Выход предприятия на проектную мощность запланирован на 2019 год. Запуск нефтеперерабатывающего завода даст возможность производить на территории НСО бензин для автомобилей, соответствующий классу ЕВРО-5, а также дизельные топлива, газ, сжиженный газ, керосин, масла.

Губернатор Новосибирской области Владимир Городецкий считает: «За такие проекты нужно бороться. Это нужно делать, если мы хотим увеличения экономики области, повышения доходов бюджета. Это требует мер поддержки. Да, проект масштабный и непростой. Нельзя ухудшить ситуацию с транспортной логистикой в этом районе. Но, реализовав проект, мы получаем другой уровень топливной безопасности области – проще будет организовывать посевную кампанию, стабильней станет ситуация со снабжением региона топливом».

Для сопровождения, координации и содействия в решении всех возникающих вопросов, связанных с созданием в регионе нового нефтеперерабатывающего комплекса, будет создана рабочая группы, в которую войдут представители профильных министерств областного правительства.

Подписывайтесь на канал НДН. инфо в Telegram, чтобы первыми узнавать о важнейших событиях из жизни Новосибирска.

Http://ndn. info/novosti/3189-v-novosibirskoj-oblasti-postroyat-neftepererabatyvayushchij-zavod

Химические способы переработки нефти

Характеристика физических и химических свойств нефти, ее добыча, состав и виды фракций при перегонке. Особенности переработки нефти, сущность каталитического крекинга и коксования. Применение нефти и экологические проблемы нефтеперерабатывающих заводов.

Задачи и цели переработки нефти. Топливный, топливно-масляный и нефтехимический варианты переработки нефти. Подготовка нефти к переработке, ее первичная перегонка. Методы вторичной переработки нефти. Очистка нефтепродуктов. Продукты переработки нефти.

Понятие, общая характеристика и предназначение процесса каталитического риформинга. Химические основы процесса риформинга: превращение алканов, циклоалканов, аренов. Катализаторы и макрокинетика процесса. Промышленные установки каталитического процесса.

Первичные и основные способы переработки нефти. Увеличения выхода бензина и других светлых продуктов. Процессы деструктивной переработки нефтяного сырья. Состав продуктов прямой гонки. Виды крекинг-процесса. Технологическая схема установки крекинга.

Индексация нефтей, ее связь с технологией их переработки. Физические основы подготовки и первичной переработки нефти. Факторы, определяющие выход и качество продуктов ППН. Краткие теоретические основы процессов вторичной переработки продуктов ППН.

Исследование технологии установки каталитического крекинга с прямоточным лифт-реактором. Характеристика продуктов секции “Каталитического крекинга” комбинированной установки глубокой переработки мазута КТ-1 ТОО “ПНХЗ”, оценка их выходных свойств.

Индексация нефтей для выбора технологической схемы и варианта ее переработки. Физические основы дистилляции нефти на фракции. Установки первичной перегонки нефти. Технологические расчеты процесса и аппаратов. Характеристика качества нефтепродуктов.

Характеристики дизельного топлива. Крекинг в нефтяной промышленности. Физико-химические процессы кавитационного воздействия в жидких средах. Кавитационные технологий, используемые в процессах переработки нефти. Виды кавитаторов и их предназначение.

Изучение химического состава нефти – горючей маслянистой жидкости, распространенной в осадочной оболочке Земли; важнейшего полезного ископаемого. Обобщение основных способов переработки нефти – обезвоживания, обессоливания, стабилизации и перегонки.

История создания технологии синтетического каучука. Получение мономеров для синтетических каучуков. Производство СК полимеризацией в растворе. Свойства изоперена, и его получение методом полимеризации. Поточная схема переработки нефти месторождения.

Http://stud. wiki/chemistry/3c0b65635b3bd68a5d53a88421316c36_0.html

Химические высокотемпературные методы переработки нефти и нефтепродуктов. Очистка нефтепродуктов

Химические методы основаны на глубоких химических деструктивных превращениях, которые претерпевают углеводороды, содержащиеся в нефти или нефтепродуктах под влиянием температуры, давления, катализаторов. Наибольшее распространение среди этих методов получили различные виды крекинга.

Высокотемпературные химические методы переработки нефти и нефтепродуктов относятся к процессам деструктивной переработки нефти, при которой происходят более или менее глубокие изменения строения молекул исходного сырья. Такие процессы объединяются термином «крекинг».

Термин «крекинг» произошел от английского глагола «to crack», что означает – раскалывать, расщеплять. Таким образом, под крекингом понимают расщепление исходных молекул на более мелкие. Однако при крекинге наряду с распадом молекул происходят и вторичные процессы синтеза более крупных молекул.

Протекающие при крекинге процессы можно разделить на следующие группы: 1) распад молекул с разрывом связи С–С, 2) дегидрирование, приводящее к разрыву связи С–Н, 3) изомеризация, 4) реакции синтеза (полимеризация, циклизация, конденсация).

Реакции первых двух типов – эндотермические, это процессы расщепления или крекинга углеводородов, они, как правило, первичные. Остальные – экзотермические и вторичные; исходными для них являются продукты первичных реакций.

У парафиновых углеводородов энергия активации связи С–С в среднем 297277 дж/моль, а связи С–Н 385204 дж/моль, следовательно, связь С–Н более прочна, чем связь С–С, и поэтому при крекинге преобладающими для парафиновых углеводородов» являются процессы разрыва связи С–С. В общем, виде это можно представить как образование двух углеводородов:

Одного предельного и другого непредельного (в уравнении m+m’=n), причем фактически в данном случае протекает цепная реакция.

Связи С–С по краям молекулы прочнее, чем в середине цепочки, поэтому разрыв связи происходит преимущественно в середине молекулы с образованием двух радикалов. Радикалы в момент образования могут обменяться атомами водорода и в результате превратиться в две молекулы углеводородов – предельный и непредельный, например:

В случае, если радикалы не успевают обменяться водородом, крупные радикалы тут же начинают распадаться, давая молекулы непредельных углеводородов и более простой радикал и т. д. до образования простых устойчивых радикалов – метила или этила, например:

Простой радикал, столкнувшись с молекулой исходного углеводорода, превращается в молекулу предельного углеводорода, а молекула исходного углеводорода – в сложный радикал и т. д. Таким образом, возникает цепная реакция, дающая в результате предельные и непредельные углеводороды, например:

Ароматические углеводороды могут расщепляться по связи Cap–Сал – с отрывом боковой цепи. При этом происходит образование простых ароматических и непредельных углеводородов, например, из этилбензола по реакции:

Кроме этого, возможна также конденсация ароматических углеводородов, являющаяся источником коксообразования.

Непредельные углеводороды, получающиеся при крекинге, вступают в реакции конденсации и циклизации, как друг с другом, так и с исходными продуктами, образуя при этом ароматические и другие сложные углеводороды.

Большинство превращений нафтеновых, ароматических и непредельных углеводородов так же, как и предельных, имеет цепной механизм.

В настоящее время различают две группы процессов деструктивной переработки нефти и нефтепродуктов:

Риформинг это разновидность крекинга и отличается от него по исходному сырью.

При крекинге в качестве сырья используются различные фракции нефти от лигроина до мазута. Продуктами крекинга являются – бензин, газы, крекинг-остаток.

При риформинге сырьем служат низкооктановые бензины или лигроины, из которых получают высокооктановые бензины или сырье для химического синтеза.

Процессы крекинга или риформинга, проводимые при высоких температурах в отсутствии катализатора, называются термическим крекингом или термическим риформингом, в присутствии катализаторов – соответственно каталитическим крекингом или каталитическим риформингом.

Термический крекинг производится при температуре 450–650°С и давлении до 70 ат.

При крекинге смеси углеводородов различных классов наблюдается некоторая последовательность или селективность крекинга.

Основными факторами, определяющими протекание процессов крекинга, являются температура, давление и время пребывания углеводородов в зоне реакции.

Температура способствует преимущественно протеканию той или иной реакции из числа термодинамически возможных. Повышение температуры приводит к снижению прочности углеводородов. График показывает, что метан при всех температурах устойчивее других соединений; термическая устойчивость парафиновых углеводородов понижается при переходе к высшим

Следовательно, при нагревании в первую очередь происходит расщепление углеводородов с длинной цепью. Место разрыва связи с повышением температуры сдвигается к краю цепи и идет с образованием более устойчивых углеводородов с короткими цепями вплоть до метана. Однако и метан при температурах выше 820 К начинает разлагаться на углерод и водород.

Метановые и нафтеновые углеводороды при низких температурах (ниже 500 К) являются более стабильными, в то время как при высоких температурах более устойчивы ароматические углеводороды и олефины.

Температура, далее, влияет на скорость реакций крекинга. С повышением температуры сильно увеличивается общая скорость крекинга. Скорость превращения отдельных групп углеводородов располагается в следующей последовательности: парафины – нафтены – ароматические углеводороды.

Таким образом, повышение температуры приводит к увеличению выхода газообразных продуктов и к повышению количества ароматических углеводородов и олефинов по сравнению с исходным сырьем.

Верхний предел температуры ограничивается возможностью протекания процессов, ведущих к коксообразованию.

Повышение давления, во-первых, подавляет обратимые реакции расщепления, идущие с увеличением объема и, во-вторых, благоприятствует протеканию вторичных реакций полимеризации и конденсации, приводящих к образованию более тяжелых продуктов. Изменение давления оказывает влияние на место разрыва цепи – при более высоких давлениях разрыв цепи происходит ближе к середине, при низких ближе к концу.

Следовательно, если стремятся увеличить выход жидких продуктов, процесс проводят под повышенным давлением и, наоборот, если желательно получать больше газов, целесообразно осуществлять крекинг при пониженном давлении.

Продолжительность пребывания углеводородов в зоне высоких температур оказывает влияние на протекание реакций крекинга. При длительном пребывании может проходить разложение первичных и вторичных продуктов реакции на углерод и водород. Благодаря этому степень превращения за один проход в процессах крекинга стараются ограничить 50–70%, а затем после отделения продуктов крекинга, напр. бензина и тяжелого остатка, так называемую промежуточную или среднюю фракцию подвергают вновь крекингу, либо отдельно, либо возвращают на крекинг в смеси со свежим сырьем (крекинг с рециркуляцией или рисайкл).

Практически при термическом крекинге получают: бензин, газы и крекинг-остаток.

Термический крекинг – можно разделить на крекинг в смешанной фазе (раньше называли – жидкофазный) и в паровой фазе. Первый проводят при умеренной температуре 350–500°С и повышенном давлении до 70 ат, второй осуществляется при умеренной или высокой температуре и при высоких и низкие давлениях. При смешанном крекинге реакции крекинга протекают и в жидкой и в паровой фазах, при парофазном – в паровой фазе.

Принципиально технологический процесс заключается в том, что сырье нагревается в трубчатых печах до температуры, при которой крекинг углеводородов протекает с достаточной скоростью, а затем продукты крекинга разделяются ректификацией.

На рис. 2 приводится схема термического смешанного крекинга мазута с раздельным крекированием тяжелых и легких фракций.

Мазут насосом 1 качается в ректификационную колонну 2. В эту же колонну поступают пары, полученные в результате крекинга. При соприкосновении на тарелках колонны паров с сырьем происходит конденсация содержащихся в парах тяжелых и испарение из сырья легких фракций. В результате снизу колонны 2 отбирается тяжелая фракция, идущая в трубчатую печь крекинга 3, а из средней части колонны более легкая – средняя фракция, поступающая на крекирование в трубчатую печь 4. Температура в печи 3 – 470 – 480°С, в печи 4 – 500 – 510°С, давление в печах 60 – 70 ат. Продукты из обоих печей через редукционный вентиль 5 поступают в испаритель 6, где происходит отделение паров от крекинг-остатка, выводимого из испарителя через холодильник. Пары из испарителя 6 идут на разделение в ректификационную колонну 2, Сверху колонны отбираются пары бензина, которые конденсируются в конденсаторе 7 и отделяются от газов в сепараторе 8; частично бензин подается на орошение колонны 2.

Средний выход продуктов, например, при термическом крекинге мазута: крекинг-бензина 30–35%, крекинг-газов 10–15%, крекинг-остатка 50–55%.

Бензины термического крекинга обладают более высокой детонационной стойкостью, чем некоторые бензины прямой гонки, благодаря присутствию в них ароматических углеводородов и углеводородов разветвленного строения. Октановое число таких бензинов – около 70. Присутствие в крекинг-бензинах реакционноспособных непредельных углеводородов делает их менее стабильными, чем бензины прямой гонки.

Газы термического крекинга – смесь предельных и непредельных углеводородов: этана, этилена, пропана, пропилена, бутанов, бутиленов, пентанов и др.

Крекинг-остаток используется главным образом как котельное топливо.

Пиролиз керосина или других нефтепродуктов является парофазным крекингом, проводимым при температуре около 670 – 720°С и атмосферном давлении.

Высокие температуры процесса обуславливают протекание реакций расщепления, полимеризации и изомеризации углеводородов, содержащихся в сырье, что приводит к образованию большого количества газообразных продуктов, богатых этиленом и другими непредельными углеводородами, и ароматических углеводородов.

Газообразные и жидкие продукты пиролиза служат сырьем для химических синтезов.

Каталитический крекинг, т. е. крекинг, проводимый в присутствии катализаторов:

1) дает высокие выходы бензина и дистиллатов из тяжелого нефтяного сырья,

3) одновременно с бензинами достигается большой выход легких углеводородов С3 – С4 (газов), являющихся сырьем для синтеза органических продуктов,

4) при переработке сернистого сырья получать бензины с низким содержанием серы.

Указанные возможности каталитического крекинга сделали его в настоящее время важнейшим процессом деструктивной переработки нефти и нефтепродуктов.

Каталитический крекинг проводится большей частью в паровой фазе, при температуре 450–500°С и давлении 0,6–1,0 ат.

В качестве катализатора применялся хлористый алюминий. Выход бензинов высокого качества достигал на хлористом алюминии 70%, однако процесс не получил распространения, т. к. скорость химических реакций была относительно невелика, катализатор в процессе терялся, появлялась коррозия аппаратуры и т. д.

Значительно более эффективными оказались алюмосиликатные катализаторы – твердые высокопористые тела, состоящие в основном из окиси алюминия. Алюмосиликатные катализаторы могут быть природными – активизированные глины и синтетическими, причем последние обладают большей каталитической активностью, механической прочностью и термической стойкостью, чем первые.

Последовательность крекинга отдельных видов углеводородов определяется не скоростями превращений, как при термическом крекинге, а способностью отдельных компонентов адсорбироваться на поверхности катализатора. Последовательность реакций углеводородов при каталитическом крекинге следующая: ароматические – непредельные, нафтеновые, парафиновые.

Ароматические углеводороды, обладая наибольшей адсорбционной способностью, в первую очередь образуют на поверхности катализатора адсорбционный слой и претерпевают превращения. При этом конденсированные ароматические углеводороды дают кокс, а алкилированные ароматические углеводороды расщепляются по связи Cap–Сал с образованием простейших ароматических и непредельных углеводородов.

Непредельные углеводороды могут подвергаться реакциям перераспределения водорода, при которых образуются насыщенные углеводороды и глубоко ненасыщенные, дающие коксовые отложения на катализаторе. Благодаря превращениям, которые претерпевают непредельные углеводороды, бензины каталитического крекинга содержат мало олефинов.

Нафтеновые углеводороды подвергают крекингу с раскрытием кольца, изомеризации, дегидрированию с получением ароматических углеводородов и продуктов уплотнения, частично остающихся на катализаторе.

Парафиновые углеводороды подвергаются расщеплению в последнюю очередь.

Таким образом, для каталитического крекинга характерны процессы ароматизации, изомеризации, образования газообразных продуктов и кокса. Кокс откладывается на поверхности катализатора, препятствует доступу к ней молекул углеводородов и делает катализатор неактивным. Для восстановления активности, катализатор должен быть подвергнут регенерации.

Регенерация катализатора заключается в выжиге с его поверхности кокса воздухом при 550–600°С, после чего катализатор вновь используется для крекинга. Таким образом, каталитический крекинг практически включает чередование рабочего процесса и процесса регенерации катализатора.

Технология крекинга. Различные виды каталитического крекинга отличаются друг от друга состоянием слоя катализатора. В настоящее время существует три вида установок:

Регенерация катализатора в случае фильтрующего слоя катализатора производится в контактных аппаратах, в которые периодически прекращается подача сырья и подводится воздух для выжига кокса. Такого типа сменно циклическая работа контактных аппаратов, как малоинтенсивная, уступила в настоящее время место установкам со взвешенным и движущимся катализатором. В этих установках процессы крекинга и регенерации катализатора раздельные: крекинг проводится в контактных аппаратах, регенерация в специальных аппаратах-регенераторах, конструкция которых принципиально не отличается от конструкции контактных аппаратов. Катализатор непрерывно циркулирует между контактным аппаратом и регенератором.

Крекинг в кипящем слое катализатора, получивший наибольшее распространение, осуществляется с микросферическим катализатором. При каталитическом крекинге, помимо бензина, газов и кокса, образуются дистиллаты – лигроин, легкий и тяжелый каталитический газойль, которые частично возвращаются в реактор и циркулируют в системе.

Наибольшее распространение получил каталитический риформинг. При каталитическом реформинге происходит образование ароматических углеводородов благодаря реакциям дегидрогенизации нафтеновых углеводородов, дегидроциклизации парафиновых углеводородов, изомеризации пятичленных нафтенов в шестичленные с последующей дегидрогенизацией их в ароматические. Одновременно при этом протекают реакции гидрокрекинга и изомеризации парафиновых углеводородов.

При каталитическом риформинге можно получать высокооктановые бензины или ароматические углеводороды – бензол, толуол, ксилол.

Существует ряд промышленных процессов риформинга, отличающихся друг от друга используемыми катализаторами, температурой, давлением, методами регенерации и состоянием катализатора. Общим для них является проведение реакций под давлением водорода, который необходим для того, чтобы затормозить образование углеродистых отложений на катализаторе Наибольшее распространение получил так называемый платформинг – каталитический процесс переработки бензино-лигроиновых фракций прямой гонки, проводимый на платиновом катализаторе (платина на окиси алюминия) в присутствии водорода.

Если платформинг проводится при температуре 480–510°С и давлении от 15 до 30 ат, то в результате получают бензол, толуол, ксилол. При давлении около 50 ат получаются бензины с октановым числом без этиловой жидкости около 98, а с добавкой этиловой жидкости выше 100 единиц. Бензины платформинга отличаются стабильностью, малым содержанием серы благодаря гидрированию олефинов и серосодержащих соединений.

При всех способах каталитического риформинга наряду с жидкими продуктами получаются газы, содержащие водород метан, этан, пропан, бутан. Углеводороды газов риформинга используются как сырье для органического и неорганического синтезов – аммиака, метанола и других соединений. Выход газов каталитического риформинга – 5–15% от веса сырья.

Http://studopedia. su/4_1458_himicheskie-visokotemperaturnie-metodi-pererabotki-nefti-i-nefteproduktov. html

Что же такое нефть? Теплотехник ответит, что это прекрасное, высококалорийное топливо. Но химик возразит: нет! Нефть – это сложная смесь жидких углеводородов, в которых растворены газообразные и другие вещества. И чтобы перечислить все продукты, получаемые из нефти, нужно потратить несколько листов, так как их уже несколько тысяч.

Еще Д. И. Менделеев заметил, что топить печь нефтью все равно, что топить ее ассигнациями.

Историческая справка. Дмитрий Иванович Менделеев (1834-1907). Русский химик, открывший периодический закон химических элементов, разносторонний ученый, педагог и общественный деятель. Получил образование на отделении естественных наук физико-математического факультета Главного Педагогического Института в Петербурге, курс которого окончил в 1855 г. с золотой медалью. Защитил множество магистерских и докторских диссертаций, читал лекции в качестве доцента. Среди его трудов – фундаментальный работы по химии, химическим технологиям, физике, метрологии, воздухоплаванию, сельскому хозяйству, экономики, народному просвещению. Написал труд “Основы химии”. В 1869 г открыл периодический закон химических элементов.

Нефть (от перс. neft) – горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространенная в осадочной оболочке Земли и являющаяся важнейшим полезным ископаемым.

Залежи нефти находятся в недрах Земли на разной глубине, где нефть заполняет свободное пространство между некоторыми породами. Если она находится под давлением газов, то поднимается по скважине на поверхность Земли. По запасам нефти наша страна занимает одно из ведущих мест в мире.

Нефть – маслянистая жидкость от светло-бурого до черного цвета с характерным запахом. Она немного легче воды и практически в ней не растворяется. Так как нефть – смесь различных углеводородов, то у нее нет определенной температуры кипения.

Нефть сильно варьирует по цвету (от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти черной) и по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см 3 , до тяжелой 0,98-1,05 г/см 3 ).

Начало кипения нефти обычно выше 28 0 С. температура застывания колеблется от +30 0 до –60 0 С и зависит в основном от содержания парафина (чем его больше, тем температура застывания выше). Теплоемкость нефти 1,7-2,1 кДж/кг; теплота сгорания 43,7-46,2 мДж/кг; диэлектрическая проницаемость2-2,5; электрическая проводимость 2 . 10 -10 -0,3 . 10 -18 ом -1 . см -1 .

Вязкость изменяется в широких пределах и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтосмолистых веществ). Температура вспышки нефти колеблется от –35 до 120 0 С в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

По содержанию серы: Малосернистые (до 0,5 % S) Сернистые (0,5-2 % S) Высокосернистые (св. 2 % S). По потенциальному содержанию фракций, выкипающих до 350 0 С:

По потенциальному содержанию масел: М1 – не меньше 25 % М2 – меньше 25 %. По качеству масел: Подгруппа И1 – с индексом вязкости масел больше 85 Подгруппа И2 – с индексом 40-85.

Сочетание обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида составляет шифр технологической классификации нефти.

В зависимости от месторождения нефть имеет различный качественный и количественный состав. Так, например, бакинская нефть богата циклопарафинами и сравнительно бедна предельными углеводородами. Значительно больше предельных углеводородов в грозненской и ферганской нефти. Пермская нефть содержит ароматические углеводороды.

Представляя собой жидкость, более легкую, чем вода, нефть разных мест, иногда даже и соседних, различна по многим свойствам: цвету, плотности, летучести, температуры кипения. Однако любая нефть это жидкость почти нерастворимая в воде и по элементарному составу содержащая преимущественно углеводороды с подмесью небольшого количества кислородных, сернистых, азотистых и минеральных соединений, что видно не только по элементарному составу, но и по всем свойствам углеводородов. В бакинской (апшеронской) нефти Марковников и Оглоблин нашли от 86,6 до 87,0% углерода и от 13,1 до 13,4% водорода…

Историческая справка. Оглоблин Николай Николаевич (1852-?). Русский историк – археограф. Служил архивариусом при Московском архиве Министерства Юстиции. Автор исследований “Обозрение историко-географических материалов 17 и 18 века”. Его обозрения архивных материалов по истории Сибири печатались в журналах “Русская старина”, “Исторический вестник”, “Книговедение”.

Историческая справка. Марковников Владимир Васильевич (1837-1904). Русский химик, ученик Бутлерова. Основные научные труды посвятил развитию теории химического строения, исследованию нефти и нефтенов. Защитил магистерскую диссертацию “Об изомерии органических соединений”, на основе воззрений Бутлерова вывел правило Марковникова. В 1870-х получил все предсказанные теорией строения изомерные двухосновные кислоты общей формулы C 3 H 6 (CO 2 H) 2 . впервые получил соединения с семи и восьмичленными циклами, изучал механизм реакции этерификации, окисление замещенных циклических кетонов и др. Исследовал соляные озера России.

…В пенсильванской нефти С. К. Девилль нашел 83-84% углерода, 13,7-14,7% водорода, в рангунской (в Бирме) 83,8% углерода и 12,7% водорода, в огайской Мабери нашел только 83,6-85,8% углерода и 13,05-14,6% водорода. Недостающее до 100 отвечает содержанию кислорода, серы, азота, воды и минеральных подмесей. Количество серы в некоторых сортах нефти едва составляет несколько сотых % (например, в обыкновенной зеленой бакинской нефти всего 0.06%). Азота всегда мало, обыкновенно меньше 0,2%. Минеральных подмесей (золы) еще меньше и пока не известен ни один случай. Когда количество их доходило бы до 0,1%. Поэтому, за вычетом суммы всех других составных начал, в сырой нефти надо принимать от 1 до 4% кислорода. Это следует из того, что в нефти содержатся органические (жирные и близкие к ним) кислоты, так как они содержат кислород. Различия в элементарном составе, как видно, не велики, несмотря на значительную разность свойств. Однако все-таки разность состава сказывается в том, что на 12 грамм (атомное количество) углерода в американской нефти около 1,95 грамм водорода, а в бакинской только 1,82. Это доказывает, что во всей массе нефти содержится всегда меньше водорода, чем в углеводородах состава С n H 2n (потому что для них на 12 частей углерода приходятся 2 части водорода), и что от этого состава бакинская нефть дальше, чем американская, что подтверждается и знакомством с углеводородами, извлекаемыми из нефти.

Историческая справка. Сент – Клер Девилль Шарль (1814-1876). Французский химик, член Парижской АН (с 1861 г.). в 1849 получил азотный ангидрид (действием хлора на сухой нитрат серебра). В 1854 создал первый промышленный способ получения алюминия. Разработал методы очистки сырой платины и выделения ее остатков.

Составными началами нефти, помимо небольшой подмеси кислородных, сернистых и других соединений, являются углеводороды, смесь которых входит в состав различных очищенных продуктов, получаемых из нефти и находящих разнообразное применение. Основным способом для отделения друг от друга, как этих промышленных продуктов (всевозможных смесей), так и самостоятельных в химическом смысле углеводородов, содержащихся в нефти и ее продуктах, является перегонка, основанная на разной упругости пара разных жидкостей при одной и той же температуре.

Нефть содержит смесь углеводородов разных рядов, преимущественно средних между жирными и ароматическими. Первые точные исследования были сделаны в этом отношении около 1860 года Пелузом и Кагуром во Франции, Шорлеммером в Англии и Уарреном в Америке преимущественно над легкими углеводородами (бензином) пенсильванской нефти…

Историческая справка. Карл Шорлеммер (1834-1892). Немецкий химик-органик, глава Лондонского королевского общества. Работал в Оуэнском колледже в Манчестере. Основные работы посвящены исследованиям предельных углеводородов. Доказал равнозначность четырех валентных углеводородов (1868). Предложил систематику органических соединений и создал на ее основе учебник. Имеет также труды по истории органической химии. Был прогрессивным общественным деятелем.

…Они показали, что в ней содержатся предельные (жирные) углеводороды С n H 2n+2 , начиная от газообразных (CH 4 всегда сопровождает нефть), растворенных в нефти и затем все с высшими n, например, в лигроине и бензин от C 5 H 12 до C 8 H 18 , в керосине сверх того и высшие от С 9 Н 20 . Сверх того уже первые исследователи указали в нефти содержание углеводородов с меньшим количеством водорода из рядов C n H 2n, С n H 2n-2 и т. д. Но при исследовании русской нефти профессором Марковниковым были обнаружены преобладающими углеводороды из ряда нафтенов С n H 2n. В начале 1880-ых годов Менделеев , извлек из разных образцов бензина бакинской нефти пентан С 5 Н 12 и тем самым доказал, что и в нашей бакинской нефти содержатся предельные углеводороды. В природной нефти содержатся и углеводороды рядов С n H 2n-2 и С n H 2n-4 , а также и ароматические углеводороды, хотя и в очень малом количестве.

Таким образом, главную массу всех видов нефти образует смесь предельных С n H 2n+2 углеводородов с нафтенами С n H 2n с подмесью С n H 2n-2 до С n H 2n-6 , преобладают же особенно в русской нефти нафтены, а предельных углеводородов более в американской. Этому утверждению не противоречат даже самые высококипящие твердые углеводороды (парафин, церезин), получаемые из нефти и продуктов с нею сходственных (горный воск и др.). При этом и все явления, сопровождающие перегонку нефти, полностью объясняются.

Истоки современных представлений о происхождении нефти возникли в XVIII – начале XIX века. М. В. Ломоносов заложил гипотезы органического происхождения нефти, объясняя ее образование воздействием “подземного огня” на “окаменелые уголья”, в результате чего, по его мнению, образовывались асфальты, нефти и “каменные масла”. Идея о минеральном происхождении нефти впервые была высказана

Историческая справка. Михаил Васильевич Ломоносов (1711-1765). Первый русский ученый – естествоиспытатель мирового значения, человек энциклопедических знаний, разносторонних интересов и способностей, один из основоположников физической химии, поэт, заложивший основы современного литературного языка, художник, историк, поборник отечественного просвещения и развития самостоятельной русской науки.

Развитие химии, эксперименты по неорганическому синтезу углеводородов, проведенные М. Бертло (1866 год), Г. Биассоном (1871), послужили отправной точкой для развития гипотезы минерального происхождения.

Историческая справка. Пьер Эжен Марселен Бертло (1827-1907). Французский химик и общественный деятель. Синтезировал огромное число органических соединений, относящихся к различным классам. Взаимодействием глицерина и жирных кислот получил (1853-1854) аналог природных жиров, доказал возможности их синтеза. Его работы: синтезы метана, этилена, бензола. Исследовал скорости образование сложных эфиров из спиртов и кислот.

Д. И. Менделеев , придерживавшийся до 1867 года представлений об органическом происхождении нефти, в 1877 году сформулировал известную гипотезу ее минерального происхождения, согласно которой нефть образуется на больших глубинах при высокой температуре вследствие взаимодействия воды с карбидами металлов. За прошедшее столетие накопилось огромное количество химических, геохимических и геологических данных, проливающих свет на проблему происхождения нефти. В настоящее время преобладающая часть ученых — химиков, геохимиков и геологов — считает наиболее обоснованными представления об органическом генезисе нефти, хотя имеются ученные, которые до сих пор отдают предпочтение минеральной гипотезе ее образования.

Все гипотезы минерального происхождения нефти объединяет идея синтеза углеводородов, кислородо-, серо – и азотосодержащих компонентов нефти из простых исходных веществ — C, H 2 , CO, CO 2 , CH 4 , H 2 O и радикалов при высоких температурах и взаимодействии продуктов синтеза с минеральной частью глубинных пород.

Д. И. Менделеев считал, что основой процесса образования углеводородов является взаимодействие карбидов глубинных металлов с водой, которая проникает по трещинам с поверхности на большую глубину. Схема процесса представлялась следующим образом:

Д. И. Менделеева , поднимались затем в верхнюю холодную часть земной коры, где они конденсировались и накапливались в пористых осадочных породах. Карбиды металлов в то время в глубинных породах еще не были известны. В настоящее время предположение Д. И. Менделеева подтвердилось, в глубинных породах найдены карбиды ряда элементов (Fe 3 C, TiC, Cr 2 C 3 , WC, SiC). Но крупных скоплений они не образуют; это мельчайшие (доли миллиметра) редко встречающиеся и рассеянные в породах минеральные выделения. Поэтому процесс образования углеводородов в огромных количествах, которые известны в природе, с этих позиций объяснить очень трудно. Не вызывает сомнений сейчас также, что вода с поверхности по трещинам на большие глубины поступать не может. Но это и не существенно, флюидная фаза глубинных пород в определенных условиях содержит воду, поэтому в принципе ее взаимодействие с карбидами возможно. Вполне вероятно и образование простейших углеродах, однако вряд ли это возможно в больших количествах.

В 1892 году М. А. Соколовым была выдвинута гипотеза космического происхождения нефти. Суть ее сводится к тому же минеральному синтезу углеводородов из простых веществ, но на первоначальной, космической стадии формирования Земли. Предполагалось, что образовавшиеся углеводороды находились в газовой оболочке, а по мере остывания поглощались породами формировавшейся земной коры. Высвобождаясь затем из остывавших магматических пород, углеводороды поднимались в верхнюю часть земной коры, где образовывали скопления. В основе этой гипотезы были данные о наличии углерода и водорода в хвостах комет и углеводородов в метеоритах.

В первой половине XX века интерес к гипотезе минерального происхождения нефти в основном был потерян. Поиски нефти велись во всем мире, исходя из представлений о ее органическом происхождении.

С 1950 года снова начал возрастать интерес к минеральной гипотезе, причиной чего была, по-видимому, недостаточная ясность в ряде вопросов органической концепции, что и вызвало ее критику. Наибольшую известность получили представления Н. А. Кудрявцева . Они заметно изменялись во времени, но сущность их заключаются в том, что нефть и газ образуются в глубинных зонах Земли из смеси H 2 COCO 2 и CH 4 в результате реакций прямого синтеза углеводорода из CO и Н 2 :

А также полимеризация радикалов =CH, – CH 2 , CH 3 . Предполагалось, что образование углеводородов происходит из реакционной смеси в раздробленных глубинными разломами участках литосферы. Прорыв находящихся под высоким давлением углеводородов вверх, в осадочную толщу, приводит к образованию залежей нефти и газа.

В поисках доказательств абиогенного синтеза нефти некоторые исследователи обращались к промышленным процессам получения синтетических топлив (типа синтеза Фишера – Тропша). Однако по мере углубления знаний о строении нефти отчетливо выявились глубокие различия в составе природных и синтетических углеводородных смесей. Последние практически не содержат широко представленных в нефти сложно построенных углеводородных молекул, насыщенных структурных аналогов компонентов живого вещества — жирных кислот, терпинов, стиролов и т. д.

Ряд аргументов сторонников минерального происхождения нефти основан на термодинамических расчетах. Е. Б. Чикалюк попытался определить температуру нефтеобразования по соотношению между некоторыми изомерными углеводородами, допуская, что высокотемпературный синтез приводит к образованию термодинамически равновесных смесей. Рассчитанная таким образом температура нефтеобразования составила 450-900єC, что соответствует температуре глубинной зоне 100-160 км в пределах верхней мантии Земли.

Однако для той же нефти расчет по другим изомерным парам дает другие значения температуры, совершенно нереальные в условиях земной коры и мантии. В настоящее время доказано, что изомерные углеводороды нефти являются неравновесными системами. С другой стороны, расчеты термодинамических свойств углеводородов в области очень высоких давлений весьма условны из-за необходимости прибегать к сверхдальним экстраполяциям.

В принципе в глубинных условиях Земли при наличии С и Н 2 синтез СН 4 , его гомологов, а, может быть, и некоторых более высокомолекулярных соединений вполне возможно и происходит. Но пока нет достаточных ни теоретических, ни экспериментальных данных, которые могли бы однозначно доказать возможности минерального синтеза такой сложной и закономерной по составу системы углеводородов, азото-, серо – и кислородосодержащих соединений какой является природная нефть, которая обладает оптической активностью и весьма сходна по многим признакам на молекулярном и изотопном уровнях с живым веществом организмов и биоорганическим веществом осадочных пород.

Геологические доказательства минеральной гипотезы — наличие следов метана и некоторых нефтяных углеводородов в глубинных кристаллических породах, в газах и магмах, извергающихся из вулканов, проявления нефти и газа по некоторым глубинным разломам и т. п. — являются косвенными и всегда допускают двойную трактовку.

Внедряющиеся в земную кору глубинные породы расплавляют и ассимилируют осадочные породы с имеющимся в них биогенным органическим веществом, жерла вулканов также проходят через осадочные толщи, причем иногда регионально нефте-газоносные, поэтому находимые в них СН 4 и некоторые другие нефтяные углеводороды могли образоваться не только в результате минерального синтеза, но и при термической деструкции захваченного биогенного органического вещества осадочных пород или при поступлении нефти в осадочные породы уже после остывания магматических пород. Но главное доказательство состоит в большом сходстве химических и геохимических показателей многих углеводородных и неуглеводородных соединений нефти с аналогичными компонентами живого вещества организмов и биогенного органического вещества современных осадков и древних осадочных пород.

Гениальная догадка М. В. Ломоносова об образовании нефти в результате воздействия повышенной температуры на биогенное органическое вещество осадочных пород начала получать подтверждение в конце XIX— начале XX веков при проведении экспериментальных химических и геологических исследований.

Энглер (1888 г.) при перегонке сельдевого жира получил коричневого цвета масла, горючие газы и воду. В легкой фракции масел содержались углеводороды от С 5 до С 9 , во фракции больше 300єС парафины, нафтены, олефины и ароматические углеводороды. Возникла гипотеза образования нефти из жиров животного происхождения.

Историческая справка. Энглер Карл Освальд (1842-1925). Немецкий химик-органик. Окончил Фрейбургский университет. Профессор университета в Галле (с 1872 г.) и высшей технической школы в Карлсруэ (1876-1919). Основные труды по химии и технологии нефти, предложил ряд приборов для ее исследований. Член-корр. Петербургской АН (с 1913).

В 1919 году Н. Д. Зелинский подвергнул перегонке озерный сапропелевый ил, почти нацело состоявший из растительного материала — остатков планктонных водорослей с высоким содержанием липидов…

Историческая справка. Зелинский Николай Дмитриевич (1861-1953). Русский химик – органик, академик АН СССР (с 1929 г.). Герой Социалистического труда (с 1945 г). Один из основоположников учения об органическом катализе. Был в Санкт – Петербурге директором Центральной Лаборатории Министерства финансов (также заведующим кафедрой в Политехническом Институте). Научная деятельность очень разносторонняя: работы по химии тиофена, стереохимии органических двуосновных кислот, электропроводности в неводных растворах, химии углеводородов и органическому катализу. в 1895-1907 впервые синтезировал ряд циклопентановых и циклогексановых углеводородов, послуживших эталонами для изучения химических свойств нефтяных фракций. В 1915 успешно использовал окисные катализаторы при крекинге нефти.

…При этом были получены кокс, смолы, газ и пирогенетическая вода. Газ состоял из СН 4 , СО 2 , Н 2 и Н 2 S. Смола содержала бензин, керосин и тяжелые смолистые вещества. В бензине были обнаружены алканы, нафтены и арены; в керосине преобладали циклические полиметиленовые углеводороды. Полученная смесь углеводородов во многом была сходна с природной нефтью, тяжелые фракции обладали оптической активностью.

Оптическая активность — одно из фундаментальных свойств, общих для живого вещества, продуктов его преобразования и природных нефти. При минеральном синтезе углеводородов возникают рацемические смеси, не обладающие оптической активностью, поскольку они не содержат равное количество лево – и правовращающихся молекул, что выгодно с позиций термодинамики (такая смесь характеризуется максимумом энтропии).

Для живой природы, напротив, характерна зеркальная асимметрия: все биогенные аминокислоты — левые, сахара — правые зеркальные изомеры. Оптическая асимметрия органических молекул — достаточное основание для утверждения о наличии живого вещества или продуктов его посмертного преобразования. С этих позиций оптически активная нефть может быть только продуктом биосферы, а не минерального синтеза. Оптическая активность нефти связана главным образом с углеводородами типа тритерпанов и стеранов.

Получение оптически активных нефтеподобных продуктов при перегонке органического вещества планктонных водорослей послужило основой для гипотезы происхождения нефти из растительного материала. Этому способствовали и геологические исследования. При поисках и разведке нефтяных месторождений геологи уже в XIX веке стали отмечать частую приуроченность нефтяных залежей к древним морским отложениям, обогащенным сапропелевым органическим веществом, которые были названы нефте-материнскими.

Начиная с работ А. Д. Архангельского (1927 г.) и П. Д. Траска (1926 — 1932 гг.) развернулись исследования органического вещества современных осадков и древних осадочных пород. Значительное влияние на направление исследований оказал И. М. Губкин

Историческая справка. Губкин Иван Михайлович (1871-1939). Советский геолог, создатель современной геологической Академии АН СССР. В 1917-18 командирован в США для изучения нефтяной промышленности. Председатель Особой Комиссии по Курской Магнитной Аномалии. С 1930 в Московской горной Академии заведующий кафедрой геологии и нефтяных месторождений. Основные труды по геологии нефти. В труде “Учение о нефти” 1932 г. изложил свои представления о происхождении нефти, условиях формировании нефтяных месторождений. Разработал вопросы первичности и вторичности нефтяных залежей, миграции нефти и газа, классификация нефтяных залежей и закономерность их распределения. Работы о задании нефтяной базы между Волгой и Уралом изложены в “Урало-Волжская нефтеносная область”.

…Он подчеркивал, что широкое региональное распространение месторождений нефти в осадочных толщах заставляет отбросить любые возможные экзотические источники для образования нефти и считать, что источником нефти может быть только широко распространенное в осадочных породах рассеянное органическое вещество смешанного растительно-животного происхождения.

Детальные исследования выявили все большие черты сходства между углеводородами рассеянного органического вещества осадочных пород, названных Н. Б. Вассоевичем микронефтью, и нефти из ее месторождений…

Историческая справка. Вассоевич Николай Брониславович (1902-?). русский геолог, член-корр. АН СССР. В 1924-40 изучал геологическое строение и нефтегазоносность Сев. Кавказа, Грузии, Азербайджана и севера Сибири. В 1940-63 работал во Всесоюзном нефтяном научно – исследовательском институте, где занимался основными проблемами литологии и нефтяной геологии. Был заведующим кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ. Его основные труды были по методике изучения флишевых отложений, а также по теории осадочно-миграционного (органического) происхождения нефти.

…Особое значение имело открытие в нефти, унаследованных от животного вещества биомолекул (“химических ископаемых”, по аналогии с палеонтологическими).

Важными “биогенными метками” являются свойственные живому веществу многие изопреноидные углеводороды, возникновение которых связывают с фитолом — периферическим структурным элементом молекулы хлорофилла. Благодаря большому сходству в молекулярной структуре между стероидами и стеранами, тритерпеноидами и тритерпанами живого вещества и нефти, их присутствие является надежным показателем органического генезиса нефти.

По стереохимическим особенностям нефтяные стераны и тритерпаны все-таки несколько отличаются от исходных биологических соединений, что связано с изменениями при термическом превращении пространственного строения одного или нескольких хиральных центров биомолекул. Пентоциклические тритерпены встречаются в основном в наземных растениях. В органическом веществе морских осадочных пород и в нефти распространены тетрациклические углеводороды – стераны, свойственные сине-зеленым планктонным водорослям, которые явились одним их основных биопродуцентов при накоплении сапропелевого органического вещества в морских осадков в течение всего геологического времени.

К унаследованным биогенным структурам относятся и нормальные алканы. Содержание их в нефти достигает 10-15, а иногда и 30% . свидетельством образования н-алканов из биогенных жирных кислот являются случаи преобладания в малопреобразованных нефти н-алканов с нечетным числом атомов углеводородов над “четными”. Для живого вещества и образованного из него органического вещества осадков всегда характерно преобладание жирных кислот с четным числом атомов углерода.

Постепенное сглаживание этих первичных генетических признаков до примерно одинаковой концентрации “четных” и “нечетных” н-алканов и в органическом веществе нефти материнских пород и нефтезалежей происходит по мере нарастания глубины и температуры в недрах вследствие вторичных реакций.

Таким образом, по многим признакам на молекулярном уровне и наличию “биомаркеров” прослеживается связь между живым веществом организмов, органическим веществом осадочных нефте-материнских пород и нефти в залежах. Суммарное количество унаследованных от живого вещества биогенных молекулярных структур иногда достигает в нефти 30% от их массы.

Детальное изучение состава и распределения “биомаркеров” в органическом веществе осадочных пород и в нефти позволяет не только утверждать органическое происхождение нефти, но даже определять для конкретных залежей, из каких именно отложений в них поступали нефтяные углеводороды при формировании месторождений.

Известно, что нефть распределена в осадочных толщах неравномерно, и это также понятно с позиций органической концепции ее образования. Исходная для нефти органическое вещество накапливалось в осадках в течение геологического времени неравномерно. Максимумам его накопления в девонских, юрско-меловых и третичных отложениях соответствуют максимальные массы образовавшихся рассеянных нефтяных углеводородов в нефте-материнских отложениях этого возраста и максимумы запасов нефти в открытых месторождениях.

Таким образом, все химические, геохимические и геологические данные с несомненностью свидетельствуют об органическом происхождении нефти.

Известно, что при нагревании сапропелевых сланцев до 150-170є С начинается слабое термическое разложение термического вещества, приводящее к повышению выхода экстрактивных веществ; при 200є С их образуется заметно больше, а при 370-400є С после нагревания в течение 1 часа уже до 60-80% органического вещества сланцы переходят в растворимое состояние. Образуется много асфальтово-смолистых веществ, содержащих все основные классы нефтяных углеводородов, а также газы (СO 2 , CH 4 , H 2 S) и пирогенетическая вода.

В принципе тот же самый процесс термического (или термокаталитического) разложения происходит и в природных условиях при погружении содержащих сапропелевое органическое вещество отложений под накапливающиеся над ними более молодыми осадками. Только в природных условиях он протекает крайне медленно, со скоростью погружения осадков обычно от 50-100 до 300 м/млн. лет. Опускание на глубину 2-3 км, характеризующуюся большей части залежей образовавшийся нефти и температурой до 150-160єС осуществляется за время от 10 до 60 млн. лет. Такой очень медленный природный “технологический” процесс термического превращения органического вещества с подъемом температуры на один градус Цельсия за 60-400 тыс. лет трудно себе представить, однако проведенные исследования подтверждают, что в природных условиях он действительно реализуется очень широко во многих впадинах, заполненных мощными толщами накопленных осадков. Детальные геолого-геохимические исследования позволили ученым проследить последовательные стадии этого процесса.

Балансовые расчеты термического превращения сапропелевого органического вещества и процессов эмиграции нефтяных углеводородов по полученным экспериментальным данным позволили создать теоретическую количественную модель образования нефти. Главная фаза нефтеобразования характеризуется максимальной скоростью генерации нефтяных углеводородов, обычно в глубинном диапазоне 2-3 км при температуре от 80-90 до 150-160єС. При низком геотермическом градиенте, медленном нарастании температуры с глубиной главной фазы нефтеобразования реализуется в более глубокой зоне, примерно до 6-8 км. Общее количество образующихся битуминозных веществ и нефтяных углеводородов превышает 30%, а количество эмигрировавшей в пористые пласты коллекторы нефти достигает 20% от исходной массы сапропелевого органического вещества.

Всплывание нефти, вынесенной из глинистых нефте-материнских пород в водонасыщенные пористые пласты, приводит постепенно к образованию ее скоплений (залежей) в наиболее приподнятых участках пластов (на антиклинальных структурах). Процесс нефтеобразования и формирования ее залежей на этом заканчивается.

Цель нефтеразведки – выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к разработке залежей нефти. Нефтеразведка производится с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ в рациональном сочетании и последовательности.

На первой стадии поискового этапа в бассейнах с не установленной нефтегазоносностью либо для изучения слабо исследованных тектонических зон или нижних структурных этажей в бассейнах с установленной нефтегазоносностью проводятся региональные работы. Для этого осуществляются аэромагнитная, геологическая и гравиметрическая съемки, геохимические исследования вод и пород, профильное пересечение территории электро – и сейсморазведкой, бурение опорных и параметрических скважин. В результате устанавливаются районы для дальнейших поисковых работ.

На второй стадии производится более детальное изучение нефтегазоносных зон путем детальной гравиразведки, структурно-геологической съемки, электро – и сейсморазведки, структурного бурения.

Производится сравнение снимков масштабов 1:100.000 – 1:25.000. уточняется оценка прогнозов нефтегазоносности, а для структур с доказанной нефтегазоносностью, подсчитываются перспективные запасы.

На третьей стадии производится бурение поисковых скважин с целью открытий месторождений. Первые поисковые скважины бурятся на максимальную глубину. Обычно первым разведуется верхний этаж, а затем более глубокие. В результате дается предварительная оценка запасов.

Разведывательный этап – завершающий в геологоразведочном процессе. Основная цель – подготовка к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литологический состав, мощность, нефтегазонасыщенность. По завершению разведочных работ подсчитываются запасы и даются рекомендации о вводе месторождения в разработку. Эффективность поиска зависит от коэффициента открытий месторождений – отношением числа продуктивных площадей к общему числу разбуренных поисковым бурением площадей.

Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин, закрепленных стальными трубами высокого давления. Для подъема нефти и сопутствующих ей газа и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

Сбор нефти с поверхности водоемов – это, очевидно, первый по времени появления способ добычи, который до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии. Сбор нефти в России, с поверхности реки Ухты начат Ф. С. Прядуновым в 1745 г. В 1858 на полуострове Челекен нефть собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: нефть накапливалась на поверхности.

Разработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью , и извлечение из него нефти, впервые описаны итальянским ученым

Ф. Ариосто в 15 веке. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем нефть выжимали в мешках при помощи пресса. В 1833 –1845 г. г. нефть добывали из песка на берегу Азовского моря. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из колодцев производилась в Киссии, древней области между Ассирией и Мидией в 5 веке до нашей эры при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро. Подробное описание колодезной добычи нефти в Баку дал немецкий натуралист Э. Кемпфер . Глубина колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом.

Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х г. 19 века. Вначале наряду с открытыми фонтанами и сбором нефти в вырытые рядом со скважинами земляные амбары добыча нефти осуществлялась также с помощью цилиндрических ведер с клапаном в днище. Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедрена Глубоконасосная эксплуатация , которую в 1874 г применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку. В 1886 г В. Г. Шухов предложил Компрессорную добычу нефти , которая была испытана в Баку в 1897г. Более совершенный способ подъема нефти из скважины – Газлифт – предложил в 1914 г М. М. Тихвинский .

Процесс добычи нефти, начиная от притока ее по пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной нефти с промысла, можно разделить условно на 3 этапа.

    Движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности – эксплуатация нефтяных скважин. Сбор нефти и сопровождающих ее газа и воды на поверхности, их разделение, удаление минеральных солей из нефти, обработка пластовой воды, сбор попутного нефтяного газа.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономические показатели. Перед забуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. На основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация: ее геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей в пласте (вязкость, плотность), насыщенность пород нефти водой и газом, пластовые давления. Базируясь на этих данных, производят экономическую оценку системы, и выбирают оптимальную.

При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяется нагнетание в пласт газа с высоким давлением.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Газлифтный способ вносит существенные дополнения в обычную технологическую схему промысла, так как при нем необходима газлифтная компрессорная станция с газораспределителем и газосборными трубопроводами.

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли.

На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются 2 системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над пометкой группового сборного пункта.

При разработке нефтяных месторождений, приуроченных к континентальным шельфам, создаются морские нефтепромыслы.

Первый завод по очистке нефти был построен в России в 1745 г., в период правления Елизаветы Петровны, на Ухтинском нефтяном промысле. В Петербурге и в Москве тогда пользовались свечами, а в малых городах – лучинами. Но уже тогда во многих церквях горели неугасаемые лампады. В них наливалось гарное масло, которое было не чем иным, как смесью очищенной нефти с растительным маслом. Купец Набатов был единственным поставщиком очищенной нефти для соборов и монастырей.

В конце XVIII столетия была изобретена лампа. С появлением ламп возрос спрос на керосин.

Очистка нефти – удаление из нефтепродуктов нежелательных компонентов, отрицательно влияющих на эксплуатационные свойства топлив и масел.

Химическая очистка производится путем воздействия различных реагентов на удаляемые компоненты очищаемых продуктов. Наиболее простым способом является очистка 92-92% серной кислотой и олеумом, применяемая для удаления непредельных и ароматических углеводородов.

Физико-химическая очистка производится с помощью растворителей, избирательно удаляющих нежелательные компоненты из очищаемого продукта. Неполярные растворители (пропан и бутан) используются для удаления из остатков переработки нефти (гудронов), ароматических углеводородов (процесс деасфальтации). Полярные растворители (фенол и др.) применяются для удаления полициклических ароматических углеродов с короткими боковыми цепями, сернистых и азотистых соединений из масляных дистиллятов.

При Адсорбционной очистке из нефтепродуктов удаляются непредельные углеводороды, смолы, кислоты и др. адсорбционную очистку осуществляют при контактировании нагретого воздуха с адсорбентами или фильтрацией продукта через зерна адсорбента.

Каталитическая очистка – гидрогенизация в мягких условиях, применяемая для удаления сернистых и азотистых соединений.

Братья Дубинины впервые создали устройство для перегонки нефти. С 1823 г. Дубинины стали вывозить фотоген (керосин) многими тысячами пудов из Моздока внутрь России. Завод Дубининых был очень прост: котел в печке, из котла идет труба через бочку с водой в пустую бочку. Бочка с водой – холодильник, пустая – приемник для керосина.

В Америке впервые опыты по перегонке нефти осуществил в 1833 г. Силлиман.

На современном заводе вместо котла устраивается ложная трубчатая печь. Вместо трубки для конденсации и разделения паров сооружаются огромные ректификационные колонны. А для приёма продуктов перегонки выстраиваются целые городки резервуаров.

Нефть состоит из смеси различных веществ (главным образом углеводородов) и потому не имеет определённой точки кипения. На трубчатках нефть подогревают до 300-325 о. При такой температуре более летучие вещества нефти превращаются в пар.

Печи на нефтеперегонных заводах особые. С виду они похожи на дома без окон. Выкладываются печи из лучшего огнеупорного кирпича. Внутри, вдоль и поперёк, тянутся трубы. Длина труб в печах достигает километра.

Когда завод работает, по этим трубам с большой скоростью – до двух метров в секунду – движется нефть. В это время из мощной форсунки в печь устремляется пламя. Длина языков пламени достигает нескольких метров.

При температуре 300-325 о нефть перегоняется не полностью. Если температуру перегонки увеличить, углеводороды начинают разлагаться.

Нефтяники нашли способ перегонки нефти без разложения углеводородов.

Вода кипит при 100 о тогда, когда давление равно атмосфере, или 760 мм. рт. ст. Но она может кипеть, например, и при 60 о. Для этого надо лишь понизить давление. При давлении в 150 мм термометр покажет всего 60 о.

Чем меньше давление, тем скорее закипает вода. То же самое происходит с нефтью. Многие углеводороды в условиях атмосферного давления кипят только при 500 о. Следовательно, при 325 о эти углеводороды не кипят.

А если снизить давление, то они закипят и при более низкой температуре.

На этом законе основана перегонка в вакууме, т. е. при пониженном давлении. На современных заводах нефть перегоняется или под атмосферным давлением, или под вакуумом, чаще всего заводы состоят из двух частей – атмосферной и вакуумной. Такие заводы так и называются атмосферно-вакуумные. На этих заводах получаются одновременно все продукты: бензин, лигроин, керосин, газойль, смазочные масла и нефтяной битум. Неиспарившихся частей при такой перегонки остаётся гораздо меньше, чем при атмосферной.

Дружнее происходит испарение нефти, когда в установку вводится пар.

Сложна и интересна работа ректификационной колонны. В этой колонне происходит не только разделение веществ по их температурам кипения, но одновременно производится дополнительное многократное кипячение конденсирующейся жидкости.

Колонны делаются очень высокими – до 40 м. Внутри они разделяются горизонтальными перегородками – тарелками – с отверстиями. Над отверстиями устанавливаются колпачки.

Смесь углеводородных паров из печи поступает в нижнюю часть колонны.

Навстречу неиспарившемуся остатку нефти снизу колонны подаётся перегретый пар. Этот пар прогревает неиспарившийся остаток и увлекает с собой все лёгкие углеводороды вверх колонны. В нижнюю часть колонны стекает освобождённый от лёгких углеводородов тяжёлый остаток – мазут, а пары одолевают тарелку за тарелкой, стремясь к верху колонны.

Сначала превращаются в жидкость пары с высокими температурами кипения. Это будет соляровая фракция, которая кипит при температуре выше 300 о. Жидкий соляр заливает тарелку до отверстий. Парам, идущим из печи, теперь приходится пробулькивать через слой соляра.

Углеводороды, кипящие при температуре ниже 300 о, отрываются от него и летят вверх колонны, на секцию керосиновых тарелок.

В колоннах бывает 30-40 тарелок, разделённых на секции. Через все тарелки проходят пары, на каждой они пробулькивают через слой сконденсировавшихся паров и в промежутках между ними встречают падающие с верхней тарелки капли лишнего, не убравшегося на верхнюю тарелку конденсата.

Принципиальная технологическая схема установки для атмосферно-вакуумной перегонки нефти. Аппараты 1, 3 – атмосферные ректификационные колонны; 2 – печи для нагрева нефти и мазута; 4 – вакуумная ректификационная колонна; 5 – конденсаторы – холодильники; 6 – теплообменники.

Линии: I – нефть; II – легкий бензин; III – отбензиненая нефть; IV – тяжелый бензин; V – керосин и газойль; VI – водяной пар; VII – мазут; VIII – газы разложения;

В колонне непрерывно идёт сложная, кропотливая работа. Углеводороды собираются в секциях по температурам кипения. Для каждой группы углеводородов в колонне имеются свои секции и свой выход.

Углеводороды сгруппируются в своей секции только тогда, когда в них не будет углеводородов других температур кипения.

Когда они соберутся вместе, они из колонны выходят в холодильник, а из холодильника – в приёмник.

Из самых верхних секций колонны идёт не бензин, а пары бензина, так как температура вверху колонны выше температуры легко кипящих частей бензина. Пары бензина идут сначала в конденсатор.

Здесь они превращаются в бензин, который направляется также в холодильник, а затем в приёмник.

Выход бензина из нефти можно значительно увеличить (до 65-70 %) путем расщепления углеводородов с длинной цепью, содержащихся, например, в мазуте, на углеводороды с меньшей относительной молекулярной массой. Такой процесс называется крекингом (от англ. Crack – расщеплять).

Крекингом называется процесс расщепления углеводородов, содержащихся в нефти, в результате которого образуются углеводороды с меньшим числом атомов углерода в молекуле.

Крекинг изобрел русский инженер В. Г. Шухов в 1891 г. В 1913 г изобретение Шухова начали применять в Америке. В настоящее время в США 65% всех бензинов получается на крекинг – заводах.

Историческая справка . Владимир Григорьевич Шухов (1853-1939). Строитель и механик, нефтяник и теплотехник, гидротехник и судостроитель, ученый и изобретатель. По проектам Шухова было построено более 500 стальных мостов. Шухов впервые предложил использовать вместо сложных шарниров простые соединения на заклепках. Чрезвычайно интересны работы Шухова по сооружению металлических сетчатых оболочек. Изобрел крекинг нефти. Нефтепроводы, по которым нефть перекачивается, также сделаны по его формулам. Резервуары для хранения нефти также его заслуга.

Наши нефтяники часто рассказывают о судебной тяжбе двух американских фирм. Около 25 лет назад американская фирма “Кросса” обратилась в суд с жалобой на то, что фирма “Даббса” присвоила себе ее изобретение – крекинг. Фирма “Кросса” требовала с другой большую сумму денег за “незаконное” использование изобретения. Суд встал на сторону “Кросса”. Но на суде адвокат фирмы “Даббса” заявил, что крекинг изобретен не той и не другой фирмой, а русским инженером Шуховым . Шухов тогда был жив. Приехали к нему в Москву американцы и спросили, чем он может доказать, что крекинг изобретен им. Шухов вынул из стола документы, из которых было ясно, что свой крекинг Шухов запатентовал еще 35 лет назад до тяжбы этих двух фирм.

Аппаратура крекинг – заводов в основном та же, что и для перегонки нефти. Это – печи, колонны. Но режим переработки другой. Сырье тоже другое. Процесс расщепления ведется при более высоких температурах (до 600 0 С), часто при повышенном давлении. При таких температурах крупные молекулы углеводородов раздробляются на более мелкие.

Мазут густ и тяжел, его удельный вес близок к единице. Это потому, что он состоит из сложных и крупных молекул углеводородов. Когда мазут подвергается крекингу, часть составляющих его углеводородов распадаются на более мелкие, а из мелких углеводородов как раз и составляются легкие нефтяные продукты – бензин, керосин.

При крекинге нефть подвергается химическим изменениям. Меняется строение углеводородов. В аппаратах крекинг – заводов происходят сложные химические реакции. Эти реакции усиливаются, когда в аппаратуру вводят катализаторы.

Одним из таких катализаторов является специально обработанная глина. Эта глина в мелком раздробленном состоянии – в виде пыли – вводится в аппаратуру завода. Углеводороды, находящиеся в парообразном состоянии, соединяются с пылинками глины и раздробляются на их поверхности. Такой крекинг называется крекингом с пылевидным катализатором. Этот вид крекинга широко распространен.

Катализатор потом отделяется от углеводородов. Углеводороды идут своим путем на ректификацию и в холодильники, а катализатор – в свои резервуары, где его свойства восстанавливаются.

Процесс крекинга происходит с разрывом углеводородных цепей и образованием более простых предельных и непредельных углеводородов, например:

Http://referat. store/referat/neft-i-sposoby-ee-pererabotki

Нефть и способы её переработки. Королёва Инна Николаевна Учитель химии МАОУ СОШ №10 Ст. Новомышастовская

Нефть – жидкое топливо. Нахождение в природе Физические свойства Классификация нефти Состав нефти

Нефть – жидкое топливо. Что же такое нефть? Теплотехник ответит, что это прекрасное, высококалорийное топливо. Но химик возразит: нет! Нефть – это сложная смесь жидких углеводородов, в которых растворены газообразные и другие вещества. И чтобы перечислить все продукты, получаемые из нефти, нужно потратить несколько листов, так как их уже несколько тысяч. Еще Д. И. Менделеев заметил, что топить печь нефтью все равно, что топить ее ассигнациями. Нефть (от перс. neft) – горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространенная в осадочной оболочке Земли и являющаяся важнейшим полезным ископаемым.

Нахождение в природе Залежи нефти находятся в недрах Земли на разной глубине, где нефть заполняет свободное пространство между некоторыми породами. Если она находится под давлением газов, то поднимается по скважине на поверхность Земли. По запасам нефти наша страна занимает одно из ведущих мест в мире.

Физические свойства. Нефть – маслянистая жидкость от светло-бурого до черного цвета с характерным запахом. Она немного легче воды и практически в ней не растворяется. Так как нефть – смесь различных углеводородов, то у нее нет определенной температуры кипения. Нефть сильно варьирует по цвету (от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти черной) и по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3). Начало кипения нефти обычно выше 280С. температура застывания колеблется от +300 до –600С и зависит в основном от содержания парафина (чем его больше, тем температура застывания выше). Теплоемкость нефти 1,7-2,1 кДж/кг; теплота сгорания 43,7-46,2 мДж/кг; диэлектрическая проницаемость2-2,5; электрическая проводимость 2.10-10-0,3.10-18 ом-1.см-1. Вязкость изменяется в широких пределах и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтосмолистых веществ). Температура вспышки нефти колеблется от –35 до 1200С в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

Классификация нефти. Нефть можно классифицировать по разным признакам. 1. По содержанию серы: a) Малосернистые (до 0,5 % S) b) Сернистые (0,5-2 % S) c) Высокосернистые (св. 2 % S). 2. По потенциальному содержанию фракций, выкипающих до 3500С: a) Т1 – тип нефти, в которой указанных фракций не меньше 45 % b) Т2 – 30-44,9 % c) Т3 – меньше 30 %. 3. По потенциальному содержанию масел: a) М1 – не меньше 25 % b) М2 – меньше 25 %. 4. По качеству масел: a) Подгруппа И1 – с индексом вязкости масел больше 85 b) Подгруппа И2 – с индексом 40-85. Сочетание обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида составляет шифр технологической классификации нефти.

Состав нефти В зависимости от месторождения нефть имеет различный качественный и количественный состав. Так, например, бакинская нефть богата циклопарафинами и сравнительно бедна предельными углеводородами. Значительно больше предельных углеводородов в грозненской и ферганской нефти. Пермская нефть содержит ароматические углеводороды. Представляя собой жидкость, более легкую, чем вода, нефть разных мест, иногда даже и соседних, различна по многим свойствам: цвету, плотности, летучести, температуры кипения. Однако любая нефть это жидкость почти нерастворимая в воде и по элементарному составу содержащая преимущественно углеводороды с подмесью небольшого количества кислородных, сернистых, азотистых и минеральных соединений, что видно не только по элементарному составу, но и по всем свойствам углеводородов. Нефть содержит смесь углеводородов разных рядов, преимущественно средних между жирными и ароматическими. Таким образом, главную массу всех видов нефти образует смесь предельных Сn H2n+2 углеводородов с нафтенами Сn H2n с подмесью Сn H2n-2 до Сn H2n-6, преобладают же особенно в русской нефти нафтены, а предельных углеводородов более в американской. Этому утверждению не противоречат даже самые высококипящие твердые углеводороды (парафин, церезин), получаемые из нефти и продуктов с нею сходственных (горный воск и др.).

Способы переработки Добыча нефти Перегонка нефти Крекинг нефтепродуктов Риформинг

Http://infourok. ru/neft-i-sposobi-ee-pererabotki-835473.html

В состав автомобильных бензинов входят углеводороды с 4…12 атомами углерода, 12…25 – диз. топливо, 25…70 – масло. В соответствии с увеличением числа атомов увеличивается молекулярная масса. При крекинге происходит расщепление тяжелых молекул на более легкие и превращение их в легко кипящие углеводороды с образованием бензиновых, керосиновых и дизельных фракций.

Парофазный крекинг – нефть нагревают до 520…550°С при давлении 2…6 атм. В настоящее время не применяется по причине низкой производительности и большого содержания (40%) непредельных углеводородов в конечном продукте, которые легко окисляются и образуют смолы.

Жидкофазный крекинг – температура нагрева нефти 480…500°С при давлении 20…50 атм. Увеличивается производительность, снижается количество (25…30%) непредельных углеводородов. Бензиновые фракции термического крекинга используются в качестве компонента товарных автомобильных бензинов. Однако, для топлив термического крекинга характерна низкая химическая стабильность, которую улучшают путем введения в топлива специальных антиокислительных добавок. Выход бензина 70% – из нефти, 30% – из мазута.

Более совершенный технологический процесс. При каталитическом крекинге расщепление тяжелых молекул углеводородов нефти при температуре 430…530°С при давлении близком к атмосферному в присутствии катализаторов. Катализатор направляет процесс и способствует изомерации предельных углеводородов, а также превращению из непредельных в предельные. Бензин каталитического крекинга имеет высокую детонационную стойкость и химическую стабильность. Выход бензина до 78% из нефти и качество значительно лучше, чем при термический крекинг. В качестве катализаторов применяют алюмосиликаты, содержащие окиси Si и Al, а также катализаторы, содержащие окиси меди, марганца, Со, Ni, и платиновый катализатор.

Это разновидность каталитического крекинга. Процесс разложения тяжелого сырья происходит в присутствии водорода при температуре 420…500°С и давлении 200 атм. Процесс происходит в специальном реакторе с добавлением катализаторов (окиси W, Mo, Pt). В результате гидрокрекинга получают топливо для турбореактивных двигателей.

Сущность каталитического риформинга заключается в ароматизации бензиновых фракций в результате каталитического преобразования нафтеновых и парафиновых углеводородов в ароматические. Кроме ароматизации молекулы парафиновых углеводородов могут подвергаться изомерации, наиболее тяжелые углеводороды могут расщепляться на более мелкие.

В качестве сырья для переработки используются бензиновые фракции прямой перегонки нефти пары которых при температуре 540°С и давлении 30 атм. в присутствии водорода пропускают через реакционную камеру, заполненную катализатором (двуокись молибдена и окись алюминия). В результате получают бензин с содержанием ароматических углеводородов 40…50%. При изменении технологического процесса кол-во ароматических углеводородов можно увеличить до 80%. Присутствие водорода увеличивает срок службы катализатора.

Это термическое разложение углеводородов нефти в специальных аппаратах или газогенераторах при температуре 650°С. Применяется для получения ароматических углеводородов и газа. В качестве сырья можно применять как нефть так и мазут, но наибольший выход ароматических углеводородов наблюдается при пиролизе легких фракций нефти. Выход: 50% газа, 45% смолы, 5% сажи. Из смолы получают ароматические углеводороды путем ректификации.

Теплота сгорания топлива – это то количество теплоты Q (кДж), которое выделяется при полном сгорании 1 кг жидкого или 1 м3газообразного топлива.

В зависимости от агрегатного состояния влаги в продуктах сгорания имеет место разделение на высшую и низшую теплоту сгорания.

Влага в продуктах сгорания жидкого топлива образуется при горении горючей массы водорода Н, а также при испарении начальной влаги топлива w. В продукты сгорания попадает также и влага воздуха, использованного для горения. Однако ее обычно не учитывают. При содержании в топливе водорода с горючей массой Нркг при горении образуется 9НРкг влаги. При этом в продуктах сгорания содержится (9НР+ WP) кг влаги. На превращение 1 кг влаги в парообразное состояние затрачивается около 2500 кДж теплоты. Теплота, затраченная на испарение влаги, не будет использована, если конденсации паров воды не произойдет. В этом случае получим низшую теплоту сгорания.

Прибор для опытного сжигания топлива с целью определения его теплотворной способности. К. б. применяется при исследованиях совместно с калориметром и представляет собой цилиндрический сосуд из кислотоупорной стали емкостью 300 см3 с навинчивающейся крышкой, на к-рой расположены чашечки для сжигаемого топлива, трубка для подведения кислорода, отверстия для выхода газа и клеммы для включения электр. тока, зажигающего топливо внутри бомбы во время опыта.

Определение давления насыщенных паров нефтепродуктов (метод Рейда) и сжиженных газов (LPG метод)

Соединение для переноса образца. Состоит из медного колпачка, нагнетательной трубки и пробоотборной трубки. Используется для отбора жидкости из контейнера с пробой

Ртутный манометр. Отградуирован в см (1 мм деления) и дюймах (0.1). Для проверки манометров до 15 psi

Адаптер для манометра. Соединеняет манометр для проверки ртутным манометром

Изолирующие кольца. Для соединения манометра и выпускного клапана

Гибкий шланг из безсернистого пластика предназначен для заправки LPG цилиндров (бомб)

Физическую стабильность топлива оценивают и контролируют, периодически определяя плотность, фракционный состав, давление насыщенных паров, температуру помутнения и кристаллизации и другие показатели.

Содержание ароматических углеводородов в топливе допускается в ограниченных количествах. Это связано с их высокой по сравнению с другими углеводородами гигроскопичностью. К тому же некоторые из них, например, бензол, способны выкристаллизовываться из топлива при повышенных температурах.

Вязкость. В том случае, если данное значение чересчур велико, процесс сгорания топлива сопровождается излишне высоким выделением дыма. Кроме того, происходит увеличение потребления ДТ, поскольку его излишняя вязкость приводит к затруднению прохождения топлива через ячейки фильтров. Одновременно с этим снижается эффективность процесса смесеобразования. В то же время топливо с пониженным уровнем вязкости гораздо хуже смазывает и герметизирует зазоры плунжерных пар. И если собственника авто интересует дизельное топливо цена которого гармонично сочетается с уровнем качества, ему обязательно необходимо выяснить показатель вязкости выбранного ДТ.

Низкотемпературные характеристики. На основании этого показателя выделяют 3 категории, определяющие особенности использования топлива:

– арктическое ДТ, проходящее через фильтр даже при температуре, равно -50°C;

– зимнее ДТ, сохраняющее рабочие свойства при морозе, максимальное значение которого равно -35°C.

– летнее ДТ, работоспособность которого возможна только до тех пор, пока температура воздуха не достигнет значения -10 °C.

Фракционный состав косвенно характеризует испаряемость дизельного топлива. Топливо с облегченным фракционным составом легче испаряется. Но применять дизельное топливо со слишком облегченным фракционным составом нельзя, так как такое топливо состояло бы из углеводородов, плохо самовоспламеняющихся, и его вязкость могла бы оказаться недостаточной. Применение дизельного топлива с утяжеленным фракционным составом, вследствие плохой его испаряемости, приводит к несвоевременному воспламенению и плохому сгоранию, дымному выхлопу и ухудшению топливной экономичности. Такое топливо затрудняет пуск холодного двигателя, особенно при низких температурах. Метод определения фракционного состава дизельного топлива принципиально не отличается от описанного метода определения фракционного состава бензина.

Самовоспламеняемостью называется способность дизельного топлива воспламеняться без источника зажигания. Самовоспламеняемость топлива оценивается цетановым числом, и от нее зависит протекание процесса сгорания топлива в цилиндрах двигателя. Для нормальной работы двигателя необходимо, чтобы топливо самовоспламенялось и в дальнейшем энергично сгорало, вызывая интенсивное, но достаточно плавное нарастание давления. В этом случае будет иметь место так называемая мягкая работа двигателя, т. е. не будет перегрузки его деталей, будет развиваться максимальная мощность и обеспечиваться необходимая топливная экономичность. Если же топливо самовоспламеняется не своевременно, а с запаздыванием, то это приводит к жесткой работе двигателя, напоминающей работу карбюраторного двигателя с детонацией. При жесткой работе детали двигателя работают с перегрузкой, что приводит к ускоренному их износу и даже поломкам, перерасходу топлива, дымному выхлопу и снижению мощности.

Износ — изменение размеров, формы, массы или состояния поверхности изделия или инструмента вследствие разрушения (изнашивания) поверхностного слоя изделия при трении.

Износ можно рассматривать как механический процесс, осложнённый действием физических и химических факторов, вызывающих снижение прочности микрообъёмов поверхностного слоя.

По условиям внешнего воздействия на поверхностный слой различают износ:

    абразивный (закрепленным или незакрепленным абразивом, газоабразивный, гидроабразивный) кавитационный адгезионный окислительный тепловой усталостный

Температуру воспламенения масла определяют обычно непосредственно после определения температуры вспышки, продолжая нагревать масло с такой же скоростью ( 4 С / мин), через определенные интервалы подносят пламя спички к краю тигля до того момента, пока не загорится масло и будет гореть не менее 5 с.

Http://stud24.ru/chemistry/himicheskie-sposoby-pererabotki-nefti/470514-1787408-page1.html

Сырая нефть, которой практически всегда сопутствует природный газ, имеет самый разнообразный состав, меняющийся не только от месторождения к месторождению, но и от скважины к скважине. Главными компонентами нефти являются парафины (алканы), нафтены (циклоалканы) и ароматические углеводороды, в основном гомологи бензола. Соответственно, с химической точки зрения нефти можно классифицировать на парафиновые, нафтеновые и ароматические в соответствии с природой преобладающих в их составе углеводородов. По технической классификации нефти подразделяются на парафиновые, нафтеновые, ароматические и асфальтовые. Последние состоят из тяжелых фракций и характеризуются низким содержанием водорода. Помимо углеводородов сырая нефть содержит небольшие количества органических соединений серы, азота и кислорода, главным образом гетероциклических.

Первичная перегонка сырой нефти приводит к ее первичному разделению на жидкие фракции, кипящие в широком температурном интервале. Приблизительный фракционный состав приведен в таблице 2.1 [Бензин (Нафту) не следует путать с Бензином, используемым в качестве топлива для автомобилей].

Полученные фракции подвергают дальнейшей переработке либо путем фракционной перегонки, либо с помощью химических превращений. С помощью различных физико-химических и химических методов (обработка серной кислотой, олеумом) из высококипящих нефтяных фракций выделяют важные продукты, используемые в качестве базовых инертных компонентов в мазях, кремах и других аналогичных косметических и лекарственных средствах. Такими продуктами являются:

Вазелин –Мазеобразная масса, получаемая загущением нефтяных масел петролатумом, парафином и церизином. В Российской Федерации для медицинского использования выпускается "Вазелин медицинский" (Medical Vaseline), на который распространяется ГОСТ 3582-84 и ФС 42-2456-97. В качестве вспомогательного вещества, используемого при изготовлении лекарственных средств, используется также "Вазелин белый". В Британской фармакопее аналогичные продукты имеют названия “Yellow Soft Paraffin” и "White Soft Paraffin", соответственно. Эти продукты используются в качестве мазевых основ.

Вазелиновое масло медицинское(Medical petrolatum) – бесцветная маслянистая прозрачная нефлуоресцирующая жидкость без запаха и вкуса, растворяется в эфире и хлороформе, плотность при 20 о С 0.870-0.890 г/см 3 , вязкость 28.0-38.5 мм 2 /с при 50 о С, т. исп. Ê 185 о С. На данный продукт действует ГОСТ 3164-78. В Британской Фармакопее описаны следующие аналогичные продукты:

Liquid Paraffin”; Фармацевтическое действие – умягчитель кала, лекарственные формы – эмульсия жидкого парафина для наружного применения, эмульсия жидкого парафина и гидроксида магния для наружного применения

Парафин – смесь алканов С18-С35, в основном нормального строения, т. пл. 40-65 о С, не растворяется в воде и спирте, растворяется в минеральных маслах и органических растворителях. На парафины действует ГОСТ 23683-89. В Британской Фармакопее описана субстанция под названием “Hard Paraffin”.

Церезин– смесь алканов С26-С55, в основном разветвленных, воскообразное вещество от белого до коричневого цвета, т. пл. 65-88 о С, не растворяется в воде и спирте, ограниченно растворим в минеральных маслах, растворим в бензоле. В Российской Федерации на данный продукт действует ГОСТ 2848-79. Согласно этому ГОСТу церезин не может использоваться в пищевой промышленности.

Масло парфюмерное(Perfume oil) –высокоочищенное нефтяное масло, представляющее собой бесцветную маслянистую прозрачную нефлуоресцирующую жидкость без запаха и вкуса; вязкость 16.5-23.0 мм 2 /с при 50 о С, кислотное число 0.01 мг КОН на 1 г масла, т. заст. –8 о С, т. исп. Ê 175 о С. В Российской Федерации на данный продукт действует ГОСТ 4225-76.

Очень важным процессом является выделение н-алканов из средних дистиллятов (керосин, газойль), поскольку алканы С12-С18 служат исходным сырьем для получения поверхностно-активных веществ и пластификаторов.

Наиболее важными химическими методами первичной переработки нефти являются следующие: крекинг, риформинг, алкилирование и изомеризация. Коротко рассмотрим эти процессы.

Крекинг представляет собой процесс высокотемпературной переработки нефти. Этот процесс может протекать как в отсутствии, так и в присутствии катализаторов. В процессе крекинга происходит разрыв связей С-С и С-Н в углеводородной цепи с образованием радикалов, которые затем превращаются в алканы и a-алкены с меньшей молекулярной массой, чем у исходного алкана:

С практической точки зрения крекинг важен как метод получения этилена, пропилена и α-алкенов.

В процессе Риформинга происходят изменения молекулярной структуры углеводородов:

Дегидрирование нафтеновых углеводородов (циклоалканов) в ароматические:

В настоящее время это один из основных способов промышленного получения толуола.

Изомеризация циклических углеводородов с последующей ароматизацией (алкилциклопентаны → алкилгексаны → алкилбензолы):

В настоящее время это один из основных промышленных методов получения бензола.

Аналогичным образом из н-гексана может быть получен бензол, а из н-гептана – толуол. Данный процесс также является основным при промышленном получении указанных ароматических углеводородов.

Изомеризация– это перегруппировка н-алканов в изоалканы. Очевидно, что с химической точки зрения изомеризация является частным случаем риформинга. В качестве исходного сырья используют бутан, пентан, гексан, гептан и октан; в качестве катализаторов – хлористый алюминий или платиновые катализаторы. Процесс ведут при 300-400 о С (в случае платиновых катализаторов):

Алкилирование представляет собой реакцию между алкеном и алканом в присутствии кислого катализатора (AlCl3, H2SO4), приводящую к образованию более тяжелых алканов с разветвленной структурой. Алкан берут в избытке, чтобы подавить полимеризацию алкена.

Http://studopedia. info/5-108729.html

Образовавшаяся в месторождении нефть, просачиваясь через рыхлые породы, задерживается в сдвигах плотных пород и фор­мируется в залежи. Для ее добычи к залежам бурятся скважины. С каждым годом растет глубина нефтяных скважин. Если в 1935 г. средняя глубина скважин составляла 860 м, то в настоящее вре­мя – 3000 м. Современная нефтедобывающая техника позволяет бурить скважины глубиной 5000-7000 м и более. Предпринима­ются попытки к бурению еще более глубоких скважин. Так, нап­ример, в северо-западной части Кольского полуострова впервые в мире производится бурение скважины, проектная глубина кото­рой составляет 15 тыс. м.

Добыча нефти осуществляется двумя способами: фонтанным и глубинно-насосным. При фантанном способе добычи нефть под пластовым давлением до 40 МПа поднимается к устью скважины и через специальную арматуру высокого давления поступает на очистку. Производительность этого способа 2-40 т нефти в сут­ки. Фонтанный способ добычи применим только в начальный пе­риод существования скважины, когда давление в пласте достаточ­но высокое.

По мере истощения залежей давление падает и скважину пере­водят на глубинно-насосный способ добычи, при котором на дно, скважины опускается специальный насос, обеспечивающий пода­чу нефти вверх к устью скважины. Производительность этого способа – 3-5 т нефти в сутки. Поэтому при эксплуатации зале­жи стремятся как можно дольше поддерживать высокое давление в пласте, применяя различные методы воздействия: закачку в нефтяные пласты газа, воды, горячего пара, а также гидравличес­кий разрыв пласта и др.

Сочетая различные способы добычи, удается извлечь из зале­жи 4-50 % находящейся в ней нефти.

Нефть, добываемая из скважин, содержит растворенные газо­образные углеводороды, воду, примеси твердых частиц, которые увлекаются ею при движении из пласта. Поэтому перед перера­боткой нефть подвергают очистке.

Выходящая из скважины нефть, направляется в специальные испарители, где происходит отделение попутных газов. Вода на­ходится в нефти как в свободном состоянии, так и в виде эмуль­сии – капелек размером 0,1-0,01 мм, заключенных в оболочку из смолистых или маслянистых веществ – эмульгаторов. Сво­бодная вода отделяется от нефти в отстойниках вместе с механи­ческими примесями. Если нефть образует с водой устойчивые эмульсии, их разрушают, обрабатывая нефть специальными дезмульгаторами или переменным электрическим полем высокого напряжения (30-45 тыс. вольт).

После очистки нефть направляют на нефтеперерабатывающие заводы. Существуют физический и химический способы перера­ботки нефти.

Физические способы позволяют разделить на фракции вещес­тва, входящие в состав нефти, не вызывая химических превраще­ний этих веществ. При этом способе углеводородный химический состав выделяемых фракций не меняется. Разделение на фракции основано на различии таких физических свойств компонентов, как температура кипения, температура кристаллизации, раство­римость. В основе физических способов лежат законы испарения и конденсации смеси веществ с различными температурами кипе­ния.

Наибольшее распространение из физических способов пере­работки получила прямая перегонка, которая основана на различ­ных температурах кипения веществ, входящих в состав нефти.

Химические способы переработки связаны с химическим пре­вращением компонентов нефти и нефтепродуктов под действием температуры, давления, катализаторов. При этих способах пере­работки происходит изменение структуры молекул, и получае­мые продукты по химическому составу и свойствам резко отлича­ются от исходной нефти и нефтепродуктов.

Наибольшее распространение среди химических способов по­лучили термический крекинг, каталитический крекинг, риформинг.

Состав продуктов крекинга и риформинга определяются не только качеством исходной нефти, но и условиями осуществле­ния процессов: температурой, давлением, видом катализатора.

Термический крекинг проводится при температурах относи­тельно высоких. Он может быть осуществлен в жидкой и паровой фазах. В зависимости от этого различают жидкофазный и паро-фазный крекинги.

Жидкофазный крекинг ведут при температуре 470-540 °С и давлении до 7 ПМа в установках, состоящих из трубчатых печей для нагрева сырья и ректификационных колонн.

Основным сырьем жидкофазного термического крекинга яв­ляется мазут, из которого получают до 30-35 % бензина, 10-15 % крекинг-газов и 50-55 % крекинг-остатка, использую­щегося в основном как котельное топливо. По сравнению с бензи­нами прямой перегонки в крекинг-бензине большее содержание непредельных углеводородов.

Парофазный крекинг (пиролиз) производится при температу­ре 650-1200°С и давлении, близком к атмосферному, с целью получения газообразных непредельных и ароматических углево­дородов, использующихся в качестве сырья для органического синтеза. Пиролизу подвергаются легкие фракции прямой пере­гонки нефти, попутные газы нефтепереработки, попутные газы нефтедобычи, крекинг-газы.

Каталитический крекинг тяжелого нефтяного сырья проводят в паровой фазе на катализаторе при температурах 450-500 °С и давле­нии 0,1-0,2 МПа. Катализатором этого процесса являются синте­тические алюмосиликаты. Достоинствами каталитического кре­кинга являются высокие выходы бензиновых фракций (до 70%) и газообразных углеводородов (12-15 %), являющихся сырьем для органического синтеза. Сырьем каталитического крекинга является широкая вакуумная фракция с температурой кипения 300-500 °С.

Бензины каталитического крекинга состоят в основном из аромати­ческих, нафтеновых и изопарафиновых углеводородов.

Риформипг разновидность каталитического крекинга. Ка­талитическому риформингу подвергают бензиновые фракции прямой перегонки нефти, выкипающие от 60 до 180 °С. Процесс ведут в присутствии платинового катализатора (платина на окиси алюминия) при температуре 470-510 °С и давлении 1,5- 5 МПа. Если давление риформинга не превышает 3 МПа, основными продуктами процесса являются бензол, толуол и ксилол, служа­щие сырьем для органического синтеза.

Если же давление риформинга близко к 5,0 МПа, получают ароматические изопарфиновые углеводороды, входящие в состав высококачественных бензиновых фракций.

Наряду с жидкими продуктами каталитического риформинга образуются газообразные (метан, этан, пропан и др.), использую­щиеся для органического синтеза. Выход высококачественных бензинов при риформинге составляет 58-60 %.

Наиболее крупномасштабными способами переработки неф­ти, реализованными на практике, являются прямая перегонка, термический и каталитический крекинг и нефти и нефтепродук­тов. В промышленности в зависимости от состава перерабатывае­мой нефти, а также назначения нефтепродуктов реализованы три варианта схем переработки нефти: топливный, топливно-масляный и нефтехимический. В качестве примера рассмотрим топливно-масляный вариант переработки нефти, реализуемый с целью получения автомобильных топлив и масел (рис. 4.3.1.).

1- атмосферная перегонка нефти; 2- вакуумная перегонка нефти; 3- термический крекинг мазута; 4- каталитический крекинг; 5- рифарминг.

На первой стадии подготовленная нефть нагревается в труб­чатых печах до 300 — 350 °С и подается в ректификационную колонну первой ступени под давлением, близким к атмосфер­ному, где происходит испарение легкокипящих фракций (1). Пары, поднимаясь вверх по колонне, постепенно охлаждаются жидкостью (флегмой), стекающей сверху. При соприкоснове­нии паров с жидкостью происходит разделение смеси на фрак­ции по температурам кипения в результате многократного чере­дования процессов испарения жидкости и конденсации ее па­ров (ректификация). Пары бензина как наиболее низкокипящие фракции (до 170 °С) выходят сверху колонны, охлаждают­ся и конденсируются. Часть жидкого бензина выводится как го­товый продукт, а часть его подается на орошение колонны (флегмы). По высоте колонны отбираются и другие продук­ты – лигроин (160-200 °С), керосин (200-300 °С), газойль (300-350 °С).

Остаток от перегонки нефти (мазут) подвергается дальней­шей разгонке в вакуумной трубчатке (2). Его нагревают в трубча­той печи второй ступени до 400-420 °С и подают в ректификаци­онную колонну, работающую под вакуумом. Вакуум необходим для снижения температуры кипения масляных дистиллятов, пос­кольку температура кипения углеводородов, входящих в состав мазута, при атмосферном давлении выше температуры его разло­жения. В вакуумной трубчатке происходит разделение мазута на масляные дистилляты – соляровый (350-400 °С), масляный (400-490 °С) и остаток – гудрон.

Первую и вторую стадии описанного технологического про­цесса объединяют под понятием прямой перегонки нефти, а обо­рудование, использующееся для осуществления этих стадий, на­зывают атмосферно-вакуумными трубчатками (АВТ). Фракци­онный состав прямой перегонки: легких фракций – 45 %, мас­ла – 25 %, гудрона – 30%.

Основным недостатком прямой перегонки нефти являются низкие выход и качество бензиновых фракций, поэтому прямая перегонка нефти рассматривается как один из предварительных способов переработки нефти.

Для увеличения количества производимых бензинов в рас­сматриваемой технологической схеме часть мазута прямой пере­гонки нефти используется как сырье для дальнейшей переработ­ки с целью получения светлых фракций. Для этого мазут подвер­гают термическому жидкофазному крекингу О), который ведут при температуре 470-540 °С и давлении до 7 МПа. При терми­ческом крекинге мазут нагревается в трубчатой печи, где часть его (2/3) крекируется. Смесь продуктов крекинга и непрореагировавшего сырья проходит через испаритель, в котором отделяется крекинг-остаток – вещества, не способные крекироваться. Легкие продукты поступают в ректификационную колонну на разде­ление. При термическом крекинге мазута выход крекинг-бензи­нов – 30-35 %, крекин-газа – 10-15 %, крекинг-остаток -50-55 %.

Для дальнейшего увеличения выхода высококачественных бензинов на четвертой стадии технологического процесса соля­ровый дистиллят, получаемый при вакуумной перегонке мазу­та, с температурой кипения 350-400 °С нагревается до 500 °С и подвергается каталитическому крекингу (4). Каталитический крекинг осуществляют в установках, состоящих из реактора и регенератора. В реакторе происходит процесс крекинга, а в регенераторе – восстановление каталитической активности используемого катализатора. По мере эксплуатации установки катализатор теряет свою активность из-за отложения на его по­верхности смолистых веществ. Поэтому продукты крекинга вы­водятся из реактора вместе с отработавшим катализатором, от­деляются от него и направляются в ректификационную колон­ну на разделение. Катализатор поступает в регенератор, где в токе горячего воздуха выжигают кокс, и активность катализа­тора восстанавливается.

Каталитический крекинг на современных цеолитсодержащих катализаторах позволяет получить до 70 % бензина и около 15-20 % легкого газойля, который может служить компонентом дизельного топлива.

Учитывая, что в настоящее время требования некоторых пот­ребителей к качеству бензинов настолько высоки, что их удов­летворение возможно лишь с помощью специальных процессов, не дающих увеличения выхода бензина из нефти, в рассматрива­емой технологической схеме бензины атмосферной перегонки нефти подвергаются риформингу (5). Процесс риформинга осу­ществляется в установках, аналогичных установкам каталити­ческого крекинга.

Сырье (бензиновая фракция прямой перегонки) нагревается в теплообменнике и нагревательной печи до температуры 380-420 °С и поступает в реактор, где под давлением 3,5 МПа и при воздействии платинового катализатора подвергается гидро­очистке. Очищенное сырье после освобождения от сероводоро­да, углеводородных газов и воды нагревается в печи до темпера­туры 500-520 °С и поступает в реакторы, где под давлением бо­лее 4 МПа происходит его реформирование. Полученные при риформинге бензины содержат до 58 % ароматических углеводо­родов, остальное – алканы и нафтены в основном изомерного строения.

Http://studopedia. org/3-171978.html

Цель переработки нефти — производство нефтепродуктов, прежде всего различных видов топлива (автомобильного, авиационного, котельного и т. д.) и сырья для последующей химической переработки.

По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 2 вида:

Висбре́кинг — один из видов термического крекинга. Применяют для получения главным образом котельных топлив (топочных мазутов) из гудронов. Также с целью снижения вязкости тяжелых нефтяных остатков. Процесс проводят в жидкой фазе при сравнительно мягких условиях: 430—500 °C, 0,5-3,0 МПа, время пребывания сырья в зоне реакции от 2 до 30 минут и более. Основные реакции — расщепление парафиновых и нафтеновых углеводородов с образованием углеводородных газов и бензина, а также жидких фракций, кипящих в пределах 200—450 °C, и вторичных асфальтенов (наиболее высокомолекулярные компоненты нефти).

Изомеризация — превращение химического соединения в изомер. Процесс изомеризации направлен на получение высокооктановых компонентов товарного бензина из низкооктановых фракций нефти путем структурного изменения углеродного скелета. Источником детонации в двигателях внутреннего сгорания является образование свободных радикалов по цепному механизму. Нормальные неразветвленные алканы при горении образуют наиболее активные первичные радикалы, чем вторичные или третичные радикалы при горении разветвленных алканов с изостроением. Поэтому чем разветвление молекула, тем выше её детонационная стойкость, октановое число. На сегодняшний день изомеризация возможна только легких алканов бутана, пентана и гексана. Это фракция нефти с пределами выкипания 28-70°С называется легкая нафта, петролейный эфир, газовый бензин. Проводятся серьёзные исследования возможности изомеризации более тяжелых алканов.

Http://l.120-bal. ru/doc/16325/index. html

Название: ТОПЛИВО, СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ЖИДКОСТИ – Остриков В. В.

Химические методы вторичной переработки нефти связаны с изменением структуры её углеводородов, происходящим вследствие термических или каталитических воздействий (деструкции) на исходную нефть: расщепление молекул тяжелых углеводородов на более лёгкие. Этот процесс получил название крекинг-процесс, от английского «crack» – расщепляться. В конечном итоге получаются продукты переработки нефти, обладающие новыми физическими и химическими свойствами и структурным строением.

Концепция использования расщепления углеводородов нефти посредством воздействия высоких температур принадлежит русскому инженеру В. Г. Шухову (1891 г.). Научное обоснование этой концепции дал русский химик А. А. Летний (1875 г.), описавший процесс разложения тяжёлых углеводородов на более лёгкие путём их нагревания.

Термодеструктивные процессы (висбрекинг и термокрекинг) – расщепление крупных молекул углеводородов на более мелкие молекулы под действием высоких температур без катализатора;

Каталитический крекинг газойлевых фракций и мазута (в присутствии катализатора);

Гидрокрекинг (всех видов сырья) – в присутствии катализатора под давлением водорода;

Каталитический риформинг – разновидность термического и каталитического крекингов (отличается от крекинга исходным сырьём: для риформинга используют тяжёлый бензин и лигроин прямой перегонки нефти);

Гидроочистка всех видов (от гетероорганических соединений, от ароматических углеводородов, от металлов);

Начиная с 20-х гг. прошлого столетия, термокрекинг применялся для выработки бензинов из мазута и получения крекинга-остатка. Это наиболее простой (но невыгодный из-за низкого качества получаемых продуктов) вид химической переработки тяжёлых нефтяных фракций. В бензине, полученном таким путем, содержится существенное количество непредельных углеводородов, снижающих стабильность бензина. Выход светлых нефтепродуктов составляет около 45 \%, крекингостатка – до 55 \%.

В отличие от термического крекинга, который как самостоятельный процесс потерял своё основное значение и используется только как процесс облагораживания тяжёлого сырья или в комбинированных установках, висбрекинг возродившийся процесс, позволяющий за счёт уменьшения выхода низкокачественного бензина увеличить выход дизельного дистиллята (150…350 С). С помощью процесса висбрекинга получают существенное количество вакуумного газойля для каталитического крекинга.

Каталитический крекинг получил наиболее широкое практическое применение для получения из тяжёлых фракций

Высокооктанового стабильного бензина хорошего качества и газа для синтеза алкилбензина (компонента дизельного топлива). Процесс каталитического крекинга проводят при температурных режимах 425…520 С и давлении 0,035…0,35 МПа в присутствии катализатора с высокоразвитой адсорбирующей поверхностью. Характерной особенностью процесса также является избирательная активность к различным типам углеводородов и высокая скорость протекания реакций (значительно большая, чем при термическом крекинге). Кроме того, здесь активно развиваются процессы изомеризации, обусловливающие особую ценность получаемых продуктов, и особенно бензина.

При каталитическом крекинге остатков, содержащих 40…50 \% фракций выше 550 С и с коксуемостью 5–6 \%, можно увеличить выход бензиновых дистиллятов до 50…60 \% (об.). Целевым продуктом рассматриваемого процесса является бензин высокой детонационной стойкости (октановое число от 87 до 91 по исследовательскому методу).

Основная причина невозможности увеличения выхода бензиновых дистиллятов при каталитическом и термическом крекингах связана с тем, что в получаемых конечных продуктах этих процессов наблюдается недостаток водорода, что приводит к повышенному содержанию в них непредельных углеводородов.

Процесс получения светлых нефтепродуктов из тяжёлого нефтяного сырья глубоким каталитическим превращением

Полициклических ароматических углеводородов в стабильные при высоком парциальном давлении водорода называется

Это наиболее универсальный процесс получения любых светлых нефтепродуктов. Различают обычный (с рабочим давлением 10… 20 МПа) или лёгкий (с рабочим давлением 5…7 МПа) гидрокрекинг. Температура процесса изменяется в зависимости от сырья и варианта процесса: при дистиллятном сырье – 370. 420 С, а при остаточном – 400. 450 С.

Каталитический риформинг среди химических методов переработки нефти занимает второе место и составляет в России 9 \% от объема первичной перегонки нефти (это основной способ производства автомобильных бензинов АИ-93 и АИ98).

Основным сырьем каталитического риформинга бензинов являются бензиновые фракции с температурами кипения свыше 85 С (лёгкая фракция с температурой начала кипения ниже 85 С нежелательна, поскольку в ней мало углеводородов С6 и она даёт большой выход газа) и до 180 С (фракция с температурами выше 180 С нежелательна, так как она дает большой выход кокса). Выход автомобильных бензинов, обладающих высокой детонационной стойкостью и химической стабильностью, составляет 77…83 \%.

В состав продуктов, полученных при переработке нефти вышеуказанными методами, входят нежелательные соединения и компоненты: смолисто-асфальтеновые вещества, органические кислоты, сернистые соединения и другие примеси.

Поэтому после получения основных фракций (бензиновых, дизельных, масляных), произведенные продукты направляют на очистку – удаление из них органических кислот, серои азоторганических соединений, металлоорганических соединений, ароматических углеводородов и смол, н-парафиновых углеводородов.

Способы и глубина очистки зависят от того, из какого исходного сырья получен этот нефтепродукт, от количества нежелательных соединений и от того, где должен использоваться готовый товарный нефтепродукт.

Гидроочистка является одним из самых массовых каталитических методов очистки нефтяных топлив, как прямогонных, так и вторичного происхождения. Использование этого процесса позволяет увеличить выход бензина на 10 \%, уменьшить примерно в два раза расход катализатора, снизить в сырье каталитического крекинга содержание ванадия и никеля на

50…70 \%, значительно сократить загрязнение окружающей среды оксидами серы: снизить выбросы SO2 и SO3 примерно в 10

Процесс гидроочистки применяют также для облагораживания компонентов смазочных масел и парафинов с целью снижения содержания серы. На современных нефтеперерабатывающих заводах прямая перегонка нефти, каталитический крекинг прямоточного вакуумного дистиллята и гидроочистка служат ведущими технологическими процессами, в результате которых получаются дизельные топлива требуемого качества.

При производстве прямогонных дизельных топлив на заводах, где перерабатываются малосернистые нефти, для удаления кислородсодержащих соединений кислого характера применяется щелочная очистка, а для расширения ресурсов зимних дизельных топлив используется депарафинизация (удаление н-парафиновых углеводородов с высокими температурами застывания).

Http://vuzmen. com/book/1587-toplivo-smazochnye-materialy-i-texnicheskie-zhidkosti-ostrikov-vv/7-13-ximicheskie-metody-pererabotki-nefti. html

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Соединения сырой нефти – это сложные вещества, состоящие из пяти элементов – C, H, S, O и N, причем содержание этих элементов колеблется в пределах 82-87% углерода, 11-15% водорода, 0,01-6% серы, 0-2% кислорода и 0,01-3% азота.

Углеводороды – основные компоненты нефти и природного газа. Простейший из них – метан CH4 – является основным компонентом природного газа. Все углеводороды могут быть подразделены на алифатические (с открытой молекулярной цепью) и циклические, а по степени ненасыщенности углеродных связей – на парафины и циклопарафины, олефины, ацетилены и ароматические углеводороды.

Циклопарафины составляют важную часть большинства нефтей. Они имеют то же относительное количество атомов углерода и водорода, что и олефины. Циклопарафины (называемые также нафтенами) менее реакционноспособны, чем олефины, но более, чем парафины с открытой углеродной цепью. Часто они представляют собой главную составную часть низкокипящих дистиллятов, таких, как бензин, керосин и лигроин, полученных из сырой нефти.

Ароматические углеводороды имеют циклическое строение; циклы состоят из шести атомов углерода, соединенных попеременно одинарной и двойной связью. В легких нефтепродуктах из дистиллятов каменноугольного дегтя ароматические углеводороды присутствуют в бульших количествах, чем в первичных и крекинг-дистиллятах нефти. Они входят в состав бензина. В заметных количествах такие соединения присутствуют только в некоторых сырых нефтях, например на месторождениях о. Борнео (Калимантан). Они могут быть получены дегидрированием циклогексанов нефти с использованием катализаторов и высоких температур.

Сернистые соединения. Наряду с углеводородами нефти содержат органические соединения серы, кислорода и азота. Сернистые соединения имеют характер либо открытых, либо замкнутых цепей. Примером первых являются алкил-сульфиды и меркаптаны.

Многие сернистые соединения нефти представляют собой производные тиофена – гетероциклического соединения, молекула которого построена как бензольное кольцо, где две CH-группы заменены на атом серы. Большая часть сернистых соединений сосредоточена в тяжелых фракциях нефтей, соответствующих гидрированным тиофенам и тиофанам. Сера в нефтях – нежелательный компонент. Сернистые соединения обычно имеют резкий неприятный запах и часто коррозионноактивны как в природном виде, так и в виде продуктов горения. Для удаления серы и ее соединений разработано много специальных процессов очистки.

Кислородные соединения. Некоторые имеющиеся в нефтях кислородные соединения относятся к нафтеновым кислотам. Соединения этого типа встречаются довольно часто, и содержание их в некоторых нефтях России и Калифорнии достигает одного и более процента. Медьсодержащие нафтены используются как консерванты дерева, а кобальт-, марганец – и свинецсодержащие – как отвердители красок и лаков.

Фенолы (производные ароматических углеводородов, в которых присутствует гидроксильная группа ОН), обнаружены в дистиллятах нефтей США, Японии и Польши. Эти соединения обычно являются продуктом крекинг-процессов, поскольку большей частью обнаруживаются в крекинг-дистиллятах и лишь частично в первичных дистиллятах. Промышленное производство креозолов (производных ароматических углеводородов, в которых присутствуют как гидроксильная, так и метильная группы), из крекинг-дистиллятов калифорнийских нефтей экономически выгодно, даже несмотря на их низкое содержание (менее 0,01%).

Азотсодержащие соединения. Содержание азота в нефтях изменяется от следов до 3%. Азотсодержащие соединения в нефтях представлены соединениями ряда хинолина, частично или полностью насыщенными водородом и другими органическими радикалами; эти соединения, как правило, находятся в высококипящих фракциях сырых нефтей, начиная с керосина. нефть переработка крекинг риформинг

Неорганические соединения. Почти все нефти содержат небольшое количество неорганических соединений, которые остаются в виде золы после сгорания нефтей. Зола содержит кремнезем, алюминий, известь, оксиды железа и марганца. Используя такие методы, как экстракция растворителем, иногда выгодно получать соединения ванадия из сажи, образующейся при сгорании ванадийсодержащих нефтей. Однако, как правило, использование нефтяной золы ныне весьма ограничено.

Обычная сырая нефть из скважины – это зеленовато-коричневая легко воспламеняющаяся маслянистая жидкость с резким запахом. На промыслах она хранится в крупных резервуарах, откуда транспортируется танкерами или по трубопроводам в резервуары перерабатывающих заводов. На многих заводах различные типы сырых нефтей разделяются по их свойствам согласно результатам предварительной лабораторной переработки. Она указывает приблизительное количество бензина, керосина, смазочных масел, парафина и мазута, которое можно выработать из данной нефти. Химически нефти очень различны и изменяются от парафиновых, которые состоят большей частью из парафиновых углеводородов, до нафтеновых или асфальтеновых, которые содержат в основном циклопарафиновые углеводороды; существует много промежуточных или смешанных типов. Парафиновые нефти по сравнению с нафтеновыми или асфальтеновыми обычно содержат больше бензина и меньше серы и являются главным сырьем для получения смазочных масел и парафинов. Нафтеновые типы сырых нефтей, в общем, содержат меньше бензина, но больше серы и мазута, а также асфальта.

Сырая нефть содержит некоторое количество растворенного газа, который соответствует по составу и строению природным газам и состоит из легких парафиновых углеводородов. Жидкая фаза сырой нефти содержит сотни углеводородов и других соединений, имеющих точку кипения от 38? С до примерно 430? С, причем процентное содержание каждого из углеводородов невелико. Например, бензиновая фракция может содержать до 200 индивидуальных углеводородов, однако в типичном бензине присутствует лишь около 60 углеводородов – от метана с т. кип. -161? С до мезитилена (ароматического углеводорода), с т. кип. 165? С. Они включают парафины, циклопарафины и ароматические соединения, но олефины отсутствуют. Огромный труд, необходимый для анализа состава углеводородов бензинов, делает практически невозможным проведение этих исследований при обычных шаблонных определениях. Что касается соединений, кипящих при температурах выше 165? С, присутствующих в керосине и высококипящих дистиллятах и остатках, трудности идентификации отдельных компонентов возрастают из-за большого количества соединений, перекрывания их температур кипения и возрастающей тенденции высококипящих соединений к разрушению при нагревании. Поэтому все горючие нефтяные продукты подразделяются на фракции по температурным пределам их кипения и по плотности, а не по химическому составу.

Соединения, присутствующие в асфальтах и подобных им тяжелых остаточных продуктах, чрезвычайно сложны. Анализы показывают, что они представляют собой полициклические соединения.

Трубчатые перегонные аппараты. Развитие процесса периодической перегонки привело к использованию общей ректификационной колонны, из которой с различных уровней отбирались дистилляты с разной температурой кипения. Эта система используется и сегодня. Поступающая нефть нагревается в змеевике примерно до 320? С, и разогретые продукты подаются на промежуточные уровни в ректификационной колонне. Такая колонна может иметь от 30 до 60 расположенных с определенным интервалом поддонов и желобов, каждый из которых имеет ванну с жидкостью. Через эту жидкость проходят поднимающиеся пары, которые омываются стекающим вниз конденсатом. При надлежащем регулировании скорости обратного стекания (т. е. количества дистиллятов, откачиваемых назад в колонну для повторного фракционирования) возможно получение бензина наверху колонны, керосина и светлых горючих дистиллятов точно определенных интервалов кипения на последовательно снижающихся уровнях. Обычно для того, чтобы улучшить дальнейшее разделение, остаток от перегонки из ректификационной колонны подвергают вакуумной дистилляции.

Конструкция ректификационных колонн в нефтеперерабатывающей промышленности становится произведением искусства, в котором ни одна деталь не остается без внимания. Путем очень точного контроля температуры, давления, а также потоков жидкостей и паров разработаны методы сверхтонкого фракционирования. Эти колонны достигают высоты 60 м и выше и позволяют разделять химические соединения, т. кип. которых отличается менее чем на 6? С. Они изолированы от внешних атмосферных воздействий, а все этапы дистилляции автоматически контролируются. Процессы в некоторых таких колоннах происходят в условиях высоких давлений, в других – при давлениях, близких к атмосферному; аналогично температуры изменяются от экстремально высоких до значений ниже -18 С.

Склонность к дополнительному разложению более тяжелых фракций сырых нефтей при нагреве выше определенной температуры привела к очень важному успеху в использовании крекинг-процесса. Когда происходит разложение высококипящих фракций нефти, углерод-углеродные связи разрушаются, водород отрывается от молекул углеводородов и тем самым получается более широкий спектр продуктов по сравнению с составом первоначальной сырой нефти. Например, дистилляты, кипящие в интервале температур 290-400? С, в результате крекинга дают газы, бензин и тяжелые смолоподобные остаточные продукты. Крекинг-процесс позволяет увеличить выход бензина из сырой нефти путем деструкции более тяжелых дистиллятов и остатков, образовавшихся в результате первичной перегонки.

Выход кокса определяется природой перерабатываемого сырья и степенью рециклизации наиболее тяжелых фракций.

Как правило, из исходного крекируемого объема образуется примерно 15-25% лигроина и 35-50% газойля (т. е. легкого дизельного топлива) наряду с крекинг-газами и коксом. Последний используется в основном как топливо, исключая образующиеся специальные виды кокса (один из них является продуктом обжига и используется при производстве углеродных электродов). Коксование до сих пор пользуется популярностью главным образом как процесс подготовки исходного материала для каталитического крекинга.

Катализатор – это вещество, которое ускоряет протекание химических реакций без изменения сути самих реакций. Каталитическими свойствами обладают многие вещества, включая металлы, их оксиды, различные соли.

Среднекипящие дистилляты нефти в этом процессе нагревались и переводились в парообразное состояние; для увеличения скорости реакций расщепления, т. е. крекинг-процесса, и изменения характера реакций эти пары пропускались через слой катализатора. Реакции происходили при умеренных температурах 430-480? С и атмосферном давлении в отличие от процессов термического крекинга, где используются высокие давления. Процесс Гудри был первым каталитическим крекинг-процессом, успешно реализованным в промышленных масштабах.

Целью большинства крекинг-процессов является достижение оптимального выхода бензина. При крекинге происходят распад тяжелых молекул, а также сложные процессы синтеза и перестройки структуры молекул углеводородов. Влияние разных катализаторов различно. Некоторые из них, такие, как оксиды хрома и молибден, ускоряют реакцию дегидрогенизации (отщепление водорода). Глины и специальные алюмосиликатные составы, используемые в промышленном каталитическом крекинге, способствуют ускоренному разрыву углерод-углеродных связей больше, чем отрыву водорода. Они также способствуют изомеризации линейных молекул в разветвленные. Эти составы замедляют полимеризацию (См. ниже) и образование дегтя и асфальта, так что нефти не просто деструктурируются, а обогащаются полезными компонентами.

Риформинг – это процесс преобразования линейных и нециклических углеводородов в бензолоподобные ароматические молекулы. Ароматические углеводороды имеют более высокое октановое число, чем молекулы других углеводородов, и поэтому они предпочтительней для производства современного высокооктанового бензина.

При термическом риформинге, как и при каталитическом крекинге, основная цель состоит в превращении низкооктановых бензиновых компонентов в более высокооктановые. Процесс обычно применяется к парафиновым фракциям прямой перегонки, кипящим в пределах 95-205? С. Более легкие фракции редко подходят для таких превращений.

Существуют два основных вида риформинга – термический и каталитический. В первом соответствующие фракции первичной перегонки нефти превращаются в высокооктановый бензин только под воздействием высокой температуры; во втором преобразование исходного продукта происходит при одновременном воздействии как высокой температуры, так и катализаторов. Более старый и менее эффективный термический риформинг используется кое-где до сих пор, но в развитых странах почти все установки термического риформинга заменены на установки каталитического риформинга.

Если бензин является предпочтительным продуктом, то почти весь риформинг осуществляется на платиновых катализаторах, нанесенных на алюминийоксидный или алюмосиликатный носитель.

Большинство установок риформинга – это установки с неподвижным слоем. (Процесс каталитического риформинга, в котором используется стационарный катализатор, называется платформингом.) Но под действием давления ок. 50 атм (при получении бензина с умеренным октановым числом) активность платинового катализатора сохраняется примерно в течение месяца. Установки, в которых используется один реактор, приходится останавливать на несколько суток для регенерации катализатора. В других установках используется несколько реакторов с одним добавочным, где проводится необходимая регенерация. Жизнь платинового катализатора сокращается при наличии серы, азота, свинца и других «ядов». Там, где эти компоненты представляют проблему, обычно до входа в реактор проводят предварительную обработку смеси водородом (т. н. гидроочистка, когда до подачи в реактор нефтяных погонов – бензинов прямой перегонки – их пропускают через водородсодержащие газы, которые связывают вредные компоненты и снижают их содержание до допустимых пределов). Некоторые реакторы с неподвижным слоем заменяются на реакторы с непрерывной регенерацией катализатора. В этих условиях катализатор перемещается через реактор и непрерывно регенерируется.

Реакции, в результате которых при каталитическом риформинге повышается октановое число, включают:

1) дегидрирование нафтенов и их превращение в соответствующие ароматические соединения;

2) превращение линейных парафиновых углеводородов в их разветвленные изомеры;

3) гидрокрекинг тяжелых парафиновых углеводородов в легкие высокооктановые фракции;

4) образование ароматических углеводородов из тяжелых парафиновых путем отщепления водорода.

Большинство богатых водородом газов, выделяющихся в этих установках, используются при гидрокрекинге и т. п.

Кроме крекинга и риформинга существует несколько других важных процессов производства бензина. Первым из них, который стал экономически выгодным в промышленных масштабах, был процесс полимеризации, который позволил получить жидкие бензиновые фракции из олефинов, присутствующих в крекинг-газах.

Полимеризация. Полимеризация пропилена – олефина, содержащего три атома углерода, и бутилена – олефина с четырьмя атомами углерода в молекуле дает жидкий продукт, который кипит в тех же пределах, что и бензин, и имеет октановое число от 80 до 82. Нефтеперерабатывающие заводы, использующие процессы полимеризации, обычно работают на фракциях крекинг-газов, содержащих олефины с тремя и четырьмя атомами углерода.

Алкилирование. В этом процессе изобутан и газообразные олефины реагируют под действием катализаторов и образуют жидкие изопарафины, имеющие октановое число, близкое к таковому у изооктана. Вместо полимеризации изобутилена в изооктен и затем гидрогенизации его в изооктан, в данном процессе изобутан реагирует с изобутиленом и образуется непосредственно изооктан.

Все процессы алкилирования для производства моторных топлив производятся с использованием в качестве катализаторов либо серной, либо фтороводородной кислоты при температуре сначала 0-15? C, а затем 20-40? С.

Изомеризация. Другой важный путь получения высокооктанового сырья для добавления в моторное топливо – это процесс изомеризации с использованием хлорида алюминия и других подобных катализаторов.

Изомеризация используется для повышения октанового числа природного бензина и нафтенов с прямолинейными цепями. Улучшение антидетонационных свойств происходит в результате превращения нормальных пентана и гексана в изопентан и изогексан. Процессы изомеризации приобретают важное значение, особенно в тех странах, где каталитический крекинг с целью повышения выхода бензина проводится в относительно незначительных объемах. При дополнительном этилировании, т. е. введении тетраэтилсвинца, изомеры имеют октановые числа от 94 до 107 (в настоящее время от этого способа отказались ввиду токсичности образующихся летучих алкилсвинцовых соединений, загрязняющих природную среду).

Ранние работы по получению жидкого топлива из углей путем гидрирования под высоким давлением (процесс Бергуса) проводились главным образом в Германии с использованием весьма сильных катализаторов, таких, как оксиды молибдена, которые либо нечувствительны к присутствию серы, либо в значительной степени сохраняют свою активность после прошедшей сульфатизации. Для этого были необходимы следующие параметры: давление до 280 атм, температура ок. 450? С и катализатор.

Давления, используемые в современных процессах гидрокрекинга, составляют от примерно 70 атм для превращения сырой нефти в сжиженный нефтяной газ (LP-газ) до более чем 175 атм, когда происходят полное коксование и с высоким выходом превращение парообразной нефти в бензин и реактивное топливо. Процессы проводят с неподвижными слоями (реже в кипящем слое) катализатора. Процесс в кипящем слое применяется исключительно для нефтяных остатков – мазута, гудрона. В других процессах также использовались остаточное топливо, но в основном – высококипящие нефтяные фракции, а кроме того, легкокипящие и среднедистиллятные прямогонные фракции. Катализаторами в этих процессах служат сульфидированные никель-алюминиевые, кобальт-молибден-алюминиевые, вольфрамовые материалы и благородные металлы, такие, как платина и палладий, на алюмосиликатной основе.

Там, где гидрокрекинг сочетается с каталитическим крекингом и коксованием, не менее 75-80% сырья превращается в бензин и реактивное топливо. Выработка бензина и реактивных топлив может легко изменяться в зависимости от сезонных потребностей. При высоком расходе водорода выход продукции на 20-30% выше, чем количество сырья, загружаемого в установку. С некоторыми катализаторами установка работает эффективно от двух до трех лет без регенерации.

Необходимость уменьшения загрязнения воздуха в промышленных районах С