НПЗ – Страница 114 – Технологии и товары

Нефтеперерабатывающий завод московская область

Posted on 14.05.2018 by nsistemy

Моско́вский нефтеперераба́тывающий заво́д, МНПЗ (Акционерное общество «Газпромнефть – Московский НПЗ») — нефтеперерабатывающее предприятие нефтяной компании «Газпром нефть», расположенное в Москве в районе Капотня. Введено в строй в 1938 году. Профиль НПЗ — топливный.

Необходимость нефтеперерабатывающего предприятия в ближнем Подмосковье была вызвана потребностями бурной индустриализации Советского Союза в 1930-е годы и, в частности, ростом количества автотранспорта. На тот момент в РСФСР функционировало всего пять НПЗ, причём все они располагались в районах нефтедобычи.

Поэтому на землях, выделенных Наркомату тяжёлой промышленности СССР в Ухтомском районе Московской области недалеко от посёлка Капотня рядом с Москвой-рекой, в феврале 1936 года было начато строительство нового предприятия — Московского крекинг-завода № 413 [1] .

1 апреля 1938 года на заводе была переработана в бензин первая тонна нефти — эта дата и считается днём рождения МНПЗ. Его первым директором был назначен Николай Мухин [2] . В 1939 году предприятие было переподчинено Наркомату нефтяной промышленности (с 1946 года — Миннефтепром СССР) [1] .

Расчётная мощность НПЗ в первые годы составляла 155 тыс. т бензина в год, причём основным сырьём при его производстве тогда был мазут Бакинских нефтепромыслов — его привозили баржами по Москве-реке и выгружали в районе Братеевской поймы. Позднее была построена система магистральных трубопроводов [1] .

Великая Отечественная война продемонстрировала, что стратегическое значение Московского крекинг-завода № 413 для обороны и народного хозяйства Советского Союза трудно переоценить: он находился в самом сердце страны и бесперебойно обеспечивал и фронт, и тыл остро необходимыми горюче-смазочными материалами. С началом войны в июне 1941 года и быстрым продвижением врага на восток многие столичные заводы эвакуировались в азиатскую часть России, Казахстан и Среднюю Азию, однако демонтаж и вывоз всего НПЗ был невозможен: это обескровило бы оборону города. Поэтому были вывезены лишь некоторые его установки, а остальное оборудование заминировано на случай захвата гитлеровцами [3] .

У немецких лётчиков завод был указан в «топ-листе» объектов для уничтожения — наряду с Кремлём и Мавзолеем Ленина. С конца июля и до конца октября 1941 года он подвергался почти ежедневным массированным налётам люфтваффе. Бомбить завод бомбардировщики прилетали ночью. Сначала они сбрасывали на парашютах осветительные бомбы, которые защитники завода гасили меткими выстрелами; после этого в действие шли зажигательные бомбы, в борьбу с которыми вступала заводская пожарная команда [4] .

Московский крекинг-завод № 413 был взят под усиленную охрану; его непосредственная оборона продлилась 90 дней, при этом объект ни на день не прекращал работы. С целью ввода врага в заблуждение по курсу германских бомбардировщиков, но на 3 км ранее расположения реального предприятия (в районе, где ныне находится ТЭЦ-22), силами почти 2 тыс. человек была возведена его точная копия в натуральную величину из фанеры и старых бочек из-под мазута [3] [4] .

Вокруг бутафорского завода были высажены дополнительные лесополосы, чтобы он как можно меньше отличался от прототипа при аэрофотосъёмке. Во время и после каждой бомбардировки самолётами ВВС Третьего Рейха дежурившие на бутафорском заводе сапёры намеренно жгли использованную тару и промасленную ветошь, чтобы создать впечатление большого урона из-за пожаров. Гитлеровское командование поверило в подложный завод-близнец. Таким образом удалось минимизировать реальный ущерб предприятию и дотянуть до начала периода затяжных осенних дождей, когда основные налёты прекратились [3] [4] .

В ходе оборонительного этапа битвы за Москву при максимальном приближении линии фронта прямо на Московском крекинг-заводе № 413 была организована заправка отправлявшейся на фронт бронетехники горючим. Из-за прекращения сырьевых поставок из Закавказья были перестроены схемы снабжения, оперативно решались проблемы переработки крайне неоднородного по качеству сырья с востока страны. При этом уже к концу 1941 года завод выпускал на четыре вида продукции больше, чем до войны, построив новые цеха и оснастив их оборудованием. Продолжая работать на полную мощность, за 1941—1945 годы НПЗ совокупно переработал 2,8 млн т нефти [3] .

В августе 1960 года указом Президиума Верховного Совета РСФСР рабочий поселок Капотня был выведен из состава Люберецкого района Московской области и включен в состав Москвы. Одновременно в черте столицы оказалась и территория Московского крекинг-завода № 413 Миннефтепрома СССР, переименованного в сентябре 1952 года в Московский нефтеперерабатывающий завод (МНПЗ) [5] .

В начале 1960-х годов на МНПЗ была проведена комплексная автоматизация, запущены 19 новых объектов. За 1950—1960-е годы введены в эксплуатацию первые в Советском Союзе электрообессоливающая установка (ЭЛОУ) с шаровыми электродегидраторами, установка карбамидной депарафинизации дизельного топлива, опытная установка по производству полипропилена, установка каталитического риформинга бензина, а также печь беспламенного горения [5] . За запуск этой печи тогдашний (1953—1975) директор завода Демид Иванюков и учёные Гипронефтемаша удостоились Ленинской премии [5] .

К началу 1970-х годов на Московском НПЗ было внедрено 12 новых технологических процессов, налажен выпуск 32 видов новой продукции, организована спецлаборатория по анализу содержания вредных веществ в атмосферном воздухе на промплощадках и в жилых районах вблизи завода. В это же время был запущен в эксплуатацию первый в Советском Союзе цех по переработке полипропилена [5] .

В первой половине 1970-х годов завод подвергся масштабной модернизации (в частности, его мощность была доведена до 12 млн т нефти в год), а в 1976 году пережил смену руководства, новым директором (1976—1987) стал Эдуард Джашитов [2] . В 1983 году на предприятии заработала установка каталитического крекинга, первый в СССР отечественный комплекс по глубокой переработке нефти. К началу 1990-х годов доля продукции МНПЗ на рынке нефтепродуктов Москвы и Московской области составляла 70 % [5] .

В 1994—1995 годах предприятие было акционировано. В мае 1994 года завод был преобразован в ОАО «Московский нефтеперерабатывающий завод» с 51 % акций в федеральной собственности, его первым гендиректором стал избранный ещё в 1987 году трудовым коллективом директор предприятия Анатолий Самохвалов [6] . В 1997 году НПЗ вошёл в состав ОАО «Центральная топливная компания» (ЦТК). Управление Московским НПЗ осуществляла нефтяная компания Sibir Energy совместно с Правительством Москвы [5] .

До 2008 года основными акционерами МНПЗ были: полностью принадлежащая Sibir Energy ОАО «Московская нефтегазовая компания (МНГК)» (50,08 % акций), «Газпром нефть» (38,8 % уставного капитала) и «Татнефть» (около 18 % уставного капитала, в том числе около 8 % — голосующие акции) [7] . В мае 2008 года ОАО «Газпром нефть» и ОАО «Московская нефтегазовая компания» для управления заводом зарегистрировали в Нидерландах совместное предприятие на паритетных началах — Moscow NPZ Holdings B. V. [8] .

В конце 2010 года состав акционеров радикально изменился: нефтяная компания «Газпром нефть» приобрела 100 % Sibir Energy, став основным владельцем, контролирующим завод. В ноябре 2011 года МНПЗ был переименован в ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ» (Gazpromneft Moscow Refinery) [5] . При этом выделенное с 2003 года в отдельное юрлицо производство полипропилена было преобразовано в совместное предприятие «Газпром нефти» с нефтехимической компанией «СИБУР Холдинг» — ООО «НПП Нефтехимия» [9] .

Основным акционером МНПЗ является ОАО «Газпром нефть». Генеральный директор — Аркадий Егизарьян. Общая численность сотрудников составляет около 2,2 тыс. человек. Предприятие расположено по адресу: Россия, 109429, Москва, Капотня, 2-й квартал, д. 1, корп. 3 [10] .

Нынешняя установленная мощность Московского НПЗ — 12,15 млн т нефти в год [10] . Это самый компактный нефтеперерабатывающий завод такой мощности, его площадь составляют лишь 284 га (для сравнения: расположенный рядом Кузьминский лесопарк занимает почти 1,2 тыс. га) [11] .

Производственный комплекс завода включает в себя более 30 установок различного назначения, в том числе каталитического крекинга, термокрекинга, риформинга. Выпускает бензины марок АИ-80ЭК; АИ-92ЭК; АИ-95ЭК, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, битумы, серу, различные полимеры и т. п. Предприятие подключено к магистральному нефтепроводу из Западной Сибири и Татарстана, а также продуктопроводам (бензин, авиакеросин, дизельное топливо) [10] . Кроме того, на заводе есть четыре резервуара вместимостью по 50 тыс. т нефти каждый.

МНПЗ обеспечивает 40 % потребностей столицы России в бензине и 50 % в дизельном топливе, является основным поставщиком топлива для столичных аэропортов. Это один из крупнейших налогоплательщиков среди предприятий Москвы [11] , вклад завода в бюджет города (2013) — более 1,2 млрд руб. в год, не считая акцизных выплат [12] . Около 80 % вырабатываемой продукции реализуется в Москве и Московской области, 10—15 % экспортируется, 5—10 % отгружается в другие регионы России и страны ближнего зарубежья.

В 2013 году первым среди российских профильных предприятий завод полностью перешел на выпуск моторного топлива экологического класса евро-5 [5] . Использование такого топлива позволяет впятеро (по сравнению с евро-4) снизить нагрузку на атмосферу от автомобильных выхлопов [10] .

По итогам 2014 года МНПЗ переработал 10,76 млн т нефти. Объём выработки высокооктановых бензинов экологического класса 5 достиг 2,23 млн т, их доля в общем объёме автомобильных бензинов составила 92,88 %, дизельного топлива класса 5 — более 79,43 %. Объём производства дизтоплива — 2,16 млн т, керосина — 630 тыс. т, битумных материалов — 1,02 млн т. Глубина переработки в 2014 году составила 71,77 % [13] .

(World Refining Association, WRA)

Технологическая схема на Московском НПЗ подразделяется на восемь этапов, три из которых относятся к первичным процессам, остальные пять — ко вторичным. В ходе первичных процессов происходит физическое разделение сырой нефти на фракции. В ходе вторичных — углубление её переработки и улучшение качества получившихся нефтепродуктов [15] .

В процессе Подготовки сырая нефть под воздействием высокого напряжения (25 тыс. вольт) очищается на электрообессоливающей установке (ЭЛОУ) от солей и иных примесей, а также обезвоживается. Далее в ректификационной колонне установки Атмосферно-вакуумной перегонки очищенная нефть разделяется на бензиновые, керосиновые, дизельные фракции и мазут. В ходе Вакуумной дистилляции в колонне вакуумной перегонки при абсолютном давлении не выше 0,07 мПа из мазута выделяются пригодные для дальнейшей переработки фракции, а остаток — гудрон — поступает в установку по производству битумов [15] .

Далее в реактивном блоке на особой установке происходит Риформинг: путём нагревания и последовательных химических реакций в бензиновых фракциях повышается октановое число. В процессе Изомеризации при давлении до 35 атм. и температуре от 160°С до 380°С получаются изоуглеводороды (изобутан, изопентан, изогексан, изогептан — углеводороды с разветвлённой цепью). В результате термического, химического и каталитического расщепления в реакторах в ходе Крекинга выделяется больше бензиновых фракций, при этом отдельно образуются бензол и толуол. Гидроочистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций происходит при температуре от 280°С до 340°С, они освобождаются от серных и азотных соединений, а также кислорода. Процессы завершаются Блендингом — смешиванием полученных компонентов в определённых отраслевыми стандартами пропорциях для получения готовой продукции [15] .

На МНПЗ существуют две технологические цепочки, объединённые в кольца — малое и большое. Каждое из колец содержит набор установок, обеспечивающих непрерывную переработку нефти. Обе технологические цепочки раз в два года проходят капитальный ремонт. В то время, пока идут ремонтные работы на установках одного кольца, переработка сырья осуществляется установками другой цепочки. Это позволяет заводу работать без перерывов [2] .

В программу капремонта включено техобслуживание всех производственных установок. Подвергаются восстановлению сосуды, аппараты, печи, трубопроводы, реакторы, на объектах ведутся работы по модернизации оборудования, техническому перевооружению — всему, что невозможно выполнить в период штатной эксплуатации. В 2016 году Московский НПЗ переходит на четырёхлетний интервал между капитальными ремонтами, это позволит довести эксплуатационную готовность предприятия до 95,9 % [2] .

До 2003 года и выделения полипропиленового производства в отдельное предприятие производство на Московском НПЗ было разграничено на 8 основных и 9 вспомогательных цехов:

В настоящее время структура модернизирована и оптимизирована. Ниже перечислены технологические установки и участки, сгруппированные по цехам, к которым они относятся и где находятся [2] :

• Участок резервуарного парка бензина, реактивного и дизельного топлива

• Участок автоматизированного смешения бензинов и котельных топлив

• Лаборатория мониторинга процессов и улучшения качества продукции

Установка ЭЛОУ АВТ-6 предназначена для переработки сырой нефти и состоит из блока ЭЛОУ (электрообессоливающей установки), колонн атмосферной и вакуумной перегонки, блока вторичной стабилизации бензина, реагентного хозяйства и котлов-утилизаторов. В колонне стабилизации бензина (головная фракция) — это газы, такие как пропан, бутан и пентан до 2,5 %. После своего выхода они поступают на газофракционирующую установку (ГФУ). Далее идут фракции:

НК-85 — компонент бензина прямой перегонки для изомеризации; Фр. 85-120 — компонент прямогонного бензина для каталитического риформинга;

Блока атмосферной перегонки:

Фр.120—180 — фракция для каталитического риформинга; Фр.150—250 — керосиновая фракция ТС-1; Фр.240—370 — компонент дизельного топлива (ДТ).

Вакуумного блока:

Фр. до 350 — компонент ДТ; Фр. 350—560 — сырьё каталитического крекинга; свыше 500 — гудрон, являющейся сырьём для установки висбрекинга (АТ-ВБ) и для битумной установки, а также топочного мазута.

Установка ЛЧ-35-11/1000 предназначена для вторичной переработки бензиновых фракций. На данной установке происходит риформинг бензина с октановым числом 50 до октанового числа 80 (числа приведены по исследовательскому методу (RON). Установка состоит из трех блоков.

Первый блок — гидроочистки. В нём на алюминиевокобальтовомолибденовых катализаторах бензин очищают от вредных примесей серы, азота и кислорода. Далее он поступает во второй блок — блок каталитического риформинга, в котором на платиновом катализаторе происходит реакция дегидрирования нафтеновых углеводородов. Третий блок осуществляет стабилизацию бензина, и служит для удаления из конечного продукта углеводородных газов, которые накопились вследствие химических процессов, протекавших во втором блоке.

После прохождения установки ЛЧ-35-11/1000 в бензине повышается содержание ароматических углеводородов с 10 % до 60 %. Основу производства составляют печь для подогрева сырья П 101 и колонна К-1, а также насосная установка.

Для контроля качества продукции на заводе имеется лаборатория, которая проводит анализы выпускаемого бензина, дизельного топлива, керосина, битума и других видов продукции, выпускаемой заводом. Лаборатория проводит следующие виды анализа:

Измерение фракционного состава Определение температуры воспламенения для топлив с целью присвоения класса пожароопасности Анализ на вязкость и твердость для битумов Анализ на содержание серы для бензинов Хроматографический и потенциостатический анализ топлива Маркировку битума Анализ топлива на содержание ароматических углеводородов

Функционирующая на заводе Автоматизированная система мониторинга воздуха (АСМВ) даёт возможность в режиме реального времени получать информацию о состоянии атмосферного воздуха на территории завода и в его окрестностях. Она была запущена в апреле 2015 года после испытаний с участием ГПБУ «Мосэкомониторинг» и стала частью общегородской системы контроля состояния воздуха в Москве. Её показания доступны как природоохранным органам столицы, так и простым гражданам [16] .

АСМВ состоит из локальных автоматизированных постов, оснащённых приборами аналитического контроля, получающих данные непосредственно из заводских труб. Установленные внутри труб газоанализаторы обеспечивают непрерывное измерение состава воздуха и содержания в нём тех или иных примесей. На постах в автоматическом режиме происходит анализ этих данных, и по каналам оптоволоконной связи результаты измерений выводятся на мониторы операторов технологических установок, диспетчера по заводу и специалистов экологической службы предприятия [16] .

Полученные в онлайн-режиме данные позволяют контролировать уровень воздействия установок Московского НПЗ на окружающую среду и корректировать режим их работы. Каждые 20 минут данные о состоянии воздуха над заводом автоматически передаются в «Мосэкомониторинг». АСМВ смонтирована на восьми объектах предприятия, определённых «Мосэкомониторингом» [16] :

установке утилизации углеводородных газов; дымовых трубах котельной ДЕ-100; установке атмосферно-вакуумной перегонки нефти ЭЛОУ АВТ-6; установке каталитического риформинга ЛЧ-35-11/1000; установках получения серы и водорода; установке гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24/2000; комбинированной установке каталитического крекинга Г-43-107.

10 ноября 2014 года микрорайон Кожухово был окутан густой дымкой с ярко выраженным запахом [17] . Позже запах распространился по многим другим районам Москвы; предельно допустимые нормы по содержания вредных веществ в некоторых из них были превышены в несколько раз [18] . В тот же день первый замначальника главного управления МЧС России по Москве Юрий Акимов сообщил, что на НПЗ в Капотне произошла утечка сероводорода [19] .

На следующий день министр природных ресурсов и экологии России Сергей Донской сообщил, что по результатам проведённой Росприроднадзором проверки зафиксировано многократное превышение ПДК вредных веществ в выбросах Московского НПЗ [20] . Согласно версии Росприроднадзора, Московский НПЗ допустил превышение ПДК по изопропилбензолу (кумол) в 23—30 раз, пропаналю в 13 раз, ксилолу в 2 раза. Авария произошла в связи с утечкой высокооктановой смеси, использовавшейся для улучшений качеств топлива. Значимому загрязнению воздуха подверглись юго-восточные районы Москвы — Капотня, Люблино, Марьино, Братеево [21] .

На предприятии выводы Росприроднадзора назвали некорректными, указав, что изопропилбензол в производстве МНПЗ не используется, пропаналь не является характерным веществом, образующимся в процессе нефтепереработки на заводе, а данные по показателю уровня сероводорода на территории МНПЗ по результатам проверки самого Росприроднадзора равны нулю [22] . В начале декабря 2014 года руководитель Ростехнадзора Алексей Алешин проинформировал, что причиной выброса сероводорода авария на МНПЗ быть не могла: первое место, куда направились специалисты его ведомства, был как раз Московский НПЗ и там не было зафиксировано никаких связанных с этим происшествий [23] . Зампред комитета Госдумы по природным ресурсам и экологии Максим Шингаркин заявил, что виновника выброса установить не удалось [24] .

Несмотря на то, что по факту выброса прокуратура Москвы возбудила уголовное дело [22] , обвинения Московскому НПЗ так и не были предъявлены [25] . По словам главы ДППиООС Москвы Антона Кульбачевского, под подозрением находятся около 30 предприятий, а всего в Москве насчитывается 80 возможных источников сероводорода [25] . Руководитель метеорологической обсерватории МГУ, доцент кафедры метеорологии и климатологии геофака МГУ Михаил Локощенко сообщил, что анализ ветров над Москвой в тот день, сопоставленный с хронологией появления сероводородного облака в различных её районах, однозначно [25] показал: вынос с юго-востока был в те часы в тех условиях невозможен. «Если бы выброс газа произошёл на заводе в Капотне, он никак не смог бы оказаться над центром Москвы ранее двух часов дня. Искать источник в это время нужно значительно севернее», — уверен он [25] .

С 2007 года МНПЗ попал в поле зрения следователей Межрайонной природоохранной прокуратуры Москвы. Проверки следователей прокуратуры и Росприроднадзора показали, что на территории предприятия находилась доставшаяся ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ» от прежних собственников система водостоков, не указанная на топографических картах, и по ней в реку сливались неочищенные отходы производства нефтепродуктов. В Люблинском райсуде Москвы против Московского НПЗ было возбуждено дело о негативном воздействии на окружающую среду буферного пруда завода. В октябре 2012 года Люблинский суд обязал МНПЗ за год устранить нарушения [26] .

В результате на заводе были построены закрытые очистные сооружения, после чего буферный пруд был в 2013 году ликвидирован, а на территории, которую тот занимал, проведена рекультивация грунтов. Там планируется размещение второй очереди комплекса биологических очистных сооружений, которые позволят довести очистку сточных вод МНПЗ до уровня чистоты воды в рыбохозяйственных водоёмах. Новая система, по данным пресс-центра «Газпром нефти», сможет удалять из сточных вод предприятия 98 % загрязняющих веществ и в 2,5 раза снизить водопотребление завода [26] .

Тем не менее, 11 ноября 2014 года Арбитражный суд города Москвы вынес решение по иску Межрайонной природоохранной прокуратуры города к МНПЗ, обязав последний возместить столице совокупный ущерб в 1,391 млрд рублей от загрязнения атмосферного воздуха и вод Москвы-реки за 2011—2012 годы [26] . По информации департамента Росприроднадзора по Центральному федеральному округу (ЦФО) России, эти средства были выплачены предприятием городу, а затем возвращены обратно департаментом природопользования и охраны окружающей среды Москвы как переплата в счёт выполненных ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ» природоохранных мер. В московском департаменте природопользования подчёркивают, что на эти мероприятия завод потратил 12 млрд рублей, что в 10 раз превышает сумму расчёта платы за негативное воздействие на окружающую среду (1,391 млрд) [27] .

Последняя модернизация на Московском НПЗ была закончена ещё в 1975 году. Поэтому с 2011 года, после смены собственников, проводится новая масштабная модернизация, её планируется завершить в 2020 году, инвестировав совокупно более 130 млрд рублей. Значимой частью программы стали природоохранные мероприятия [28] .

За 2011—2015 годы ликвидированы все отходы, накопленные за предыдущие 20 лет (более 260 тыс. т). В результате замены очистного оборудования объём атмосферных выбросов CO2 сократился в 10 раз, а H2S — в 70. В целом, за четыре года вредные выбросы уже уменьшены вдвое. К 2017 году на заводе на 80 % обновится оборудование [28] , а санитарно-защитная зона вокруг НПЗ полностью уйдёт из жилой застройки и на 127—250 м приблизится к предприятию. Город дополнительно получит более 500 га земли под лесопосадки, строительство парковок и соцобъектов [29] .

Также к 2017 году планируется демонтаж подземных мазутных резервуаров (объём каждого 10 тыс. м³) [29] и внедрение сооружений биологической очистки, что вернёт до 80 % используемой на заводе воды обратно в технологический цикл. По словам гендиректора МНПЗ Аркадия Егизарьяна, к 2020 году будет запущена одна из технологий, позволяющая обойтись вообще без сброса воды: за счёт выпаривания солей (в том числе тяжёлых металлов) и примесей можно получать дистиллированную воду, а эти соли и примеси утилизировать отдельно, на полигонах [28] .

К 2020 году на МНПЗ рассчитывают снизить выход битумных паров на 99 %, выбросы сероводорода на 96 %, диоксида серы на 90 %, сократить количество потребляемой предприятием воды на 75 % и снизить его совокупное воздействие на гидросферу вдвое [29] . По расчётам департамента природопользования и охраны окружающей среды Москвы, в результате модернизации Московского НПЗ суммарное снижение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу должно составить 48 %, а по сероводороду — 96 % [27] . Мэр Москвы Сергей Собянин оценивает развернувшуюся на заводе модернизацию как «крупнейший инвестиционный проект в сфере промышленности города» и «революцию с точки зрения экологии» [30] .

Http://ru. wikibedia. ru/wiki/%D0%9C%D0%BE%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B2%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

(World Refining Association, WRA)

В процессе Подготовки сырая нефть под воздействием высокого напряжения (25 тыс. вольт) очищается на электрообессоливающей установке (ЭЛОУ) от лёгких углеводородов и иных примесей, а также обезвоживается. Далее в ректификационной колонне установки Атмосферно-вакуумной перегонки очищенная нефть разделяется на бензиновые, керосиновые, дизельные фракции и мазут. В ходе Вакуумной дистилляции в колонне вакуумной перегонки при абсолютном давлении не выше 0,07 мПа из мазута выделяются пригодные для дальнейшей переработки фракции, а остаток — гудрон — поступает в установку по производству битумов [15] .

• Газофракционирующая установка ГФУ-2 с парком ёмкостей высокого давления

• Участок резервуарного парка бензина, реактивного и дизельного топлива

• Участок автоматизированного смешения бензинов и котельных топлив

• Лаборатория мониторинга процессов и улучшения качества продукции

Блока атмосферной перегонки:

Вакуумного блока:

Http://xn--b1aeclack5b4j. xn--j1aef. xn--p1ai/wiki/%D0%9C%D0%BE%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B2%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

Основной предпосылкой к возникновению этой крупнейшей в истории России энергоаварии явился быстрый рост энергопотребления в Московском регионе на фоне массового износа оборудования электрических сетей. Снижению надёжности электрических сетей способствовали начало летнего ремонтного сезона, когда значительная часть оборудования была выведена из работы, и необычно жаркая погода. В течение 23 и 24 мая 2005 г. на подстанции Чагино, расположенной на юго-востоке Москвы, произошло несколько аварийных нарушений (взрывы измерительных трансформаторов тока, короткое замыкание на сборных шинах), которые привели к полному погашению этой подстанции и разрыву проходящего через неё Московского энергокольца 500 кВ. Образовавшийся дефицит электроэнергии вызвал срабатывание устройств противоаварийной автоматики на отключение потребителей. В результате каскадного развития аварии в Московской энергосистеме была отключена 321 подстанция, несколько линий метрополитена и пригородных железных дорог. Развитие аварии было остановлено в середине дня 25 мая; к вечеру 26 мая последствия аварии были полностью ликвидированы. Человеческих жертв, вызванных энергоаварией, не зафиксировано.

Московская энергоавария доказала исчерпанность электроэнергетических ресурсов, созданных в советское время, в ситуации нового подъёма экономической активности. Энергоавария и вызванный ею общественный резонанс убедили руководство РАО "ЕЭС России" в необходимости переориентировать главное направление его деятельности на строительство новых генерирующих и передающих мощностей в стране, при сохранении курса на создание конкурентной среды в электроэнергетике путем децентрализации производства, и сбыта электроэнергии.

23 мая вечером на подстанции "Чагино" возникло небольшое возгорание в одном из шести трансформаторов, расположенном в одноэтажном кирпичном здании. После отключения напряжения возгорание было ликвидировано применением углекислотной пены. Питание потребителей было переключено на пять оставшихся трансформаторов.

24 мая вечером, в начале десятого, здесь же произошло возгорание уже четырёх трансформаторов. Именно это происшествие впоследствии привело к полному коллапсу. Единственный оставшийся в работоспособном состоянии трансформатор не мог обеспечить электроэнергией всех подключённых потребителей Юго-Восточного округа Москвы. Была отключена подстанция на 220 кВ — "Капотня", поэтому примерно в 22 часа по московскому времени самый крупный из потребителей — Московский нефтеперерабатывающий завод в районе Капотни — пришлось отключить.

Отключение электроснабжения МНПЗ не могло продолжаться слишком долго, поскольку оно могло привести к катастрофе в результате остановки насосов, откачивающих газ, образующийся в ходе непрерывного технологического процесса нефтеперегонки, и подающих к установкам технологическую воду для его охлаждения.

В связи с этим через несколько часов после второй аварии на "Чагино" подача электроэнергии на МНПЗ была возобновлена — от теплоэлектроцентрали ТЭЦ-22 в г. Дзержинский (Московская область) и с подстанции "Чагино".

Поданное напряжение позволило частично восстановить охлаждение и перевести основные нефтеперегонные установки в режим рециркуляции. Одновременно удалось сбросить возросшее давление газа, который пришлось выбросить в атмосферу и сжечь, при этом всю ночь пламя из трубы НПЗ поднималось вверх на сотню метров.

Утром 25 мая аварийно отключилась подстанция "Очаково", в результате чего были отключены высоковольтные линии на 220 кВ:

В Южной части Москвы в результате этих отключений в сети напряжение упало до 90 кВ (вместо 110 кВ), и была потеряна генерация на ГЭС № 1, на семи ТЭЦ и ГРЭС-4.

В 10:10, с наступлением пика утреннего потребления, отключились ещё четыре из семи московских подстанций:

Отключились также пять московских электростанций и ещё 15 питающих центров. Энергетическая авария перешла в стадию "цепной реакции", оставив без энергоснабжения Подмосковье, Тульскую, Калужскую и Рязанскую области — были отключены Алексинская ТЭЦ, Новомосковская ГРЭС, Ефремовская ТЭЦ, Щёкинская ГРЭС. В Московской области без света остались 34 района. Полностью обесточена была и Тула — здесь до вечера не ходил транспорт, не работала связь. Восстановить обеспечение энергией жизненно важных объектов удалось лишь во второй половине дня. Большинство потребителей вернулись к нормальной деятельности лишь к вечеру 25 мая, а некоторые — в течение 26 мая.

На резервные источники электропитания переводились здания Совета Федерации и Генерального штаба, службы центрального командного пункта и узла связи космических войск, штаба дальней авиации и штаба тыла вооружённых сил, Главного штаба ракетных войск стратегического назначения, Главного центра испытания и управления космических войск, Западного командного пункта системы предупреждения о ракетном нападении космических войск.

Межрегиональный центр информатизации Центрального банка Российской Федерации, на который приходится основная часть расчётов в стране, сместил время платежей на несколько часов. Многие банки вынуждены были прекратить работу части своих офисов и филиалов. Больше всего проблем было с банкоматами в южных районах Москвы. Более половины торговых точек прекратили транзакции по банковским карточкам.

Две основные торговые площадки, РТС и ММВБ, приостановили торги в середине дня. Это было сделано, так как в связи с нарушениями работы каналов связи до 80 % участников (по оценке ММВБ) не могли получить доступ к торгам. Оборудование самих бирж функционировало нормально.

Участники валютного и фондового рынков восприняли аварию спокойно. Курс RUB/USD и фондовый индекс РТС сильно не изменились. Торги проходили очень вяло, и после приостановки торгов на биржах активность прекратилась вовсе.

В то же время на межбанковском денежном рынке наблюдался некоторый дисбаланс. Нормальное функционирование рынка было подорвано из-за нарушения телефонной связи в ряде офисов. Это привело к тому, что общая активность резко упала, а ставки краткосрочных кредитов выросли.

Большая часть российского сегмента Интернета испытывала серьёзные проблемы. Резко упала скорость доступа к российским интернет-ресурсам. Количество пользователей Интернета снизилось на 20 %, а число просмотренных страниц — на 40 %. Из-за аварии отключился основной российский узел обмена интернет-трафиком — М9.

Http://www. refbzd. ru/viewreferat-2201-2.html

Получите доступ к скачиванию нормативной документации и экспертизы технических решений.

Компания выполнила более 1000 комплексных проектов различной сложности в 19 регионах России и за рубежом. География проектов компании охватывает территорию от Экваториальной Африки (Гвинея) и Восточной Европы (Босния и Герцеговина) до Сибири (Хакасия) и Крайнего Севера России (Якутия).

Главные воздушные ворота страны, один из пяти основных аэропортов Москвы и Московской области, входит в число лидеров по объёму пассажиропотока в России и в двадцатку крупнейших аэропортов Европы.

Входит в десятку лидирующих аэропортов России по пассажиропотоку на внутренних воздушных линиях. В 2010 году был открыт новый аэровокзальный комплекс аэропорта площадью 65 тысяч кв. м, что значительно повлияло на увеличение пассажиропотока. В 2010 году аэропортом было обслужено 1,9 млн. пассажиров. В 2011 году 2, 083 млн. пассажиров. В 2012 году — 2, 12 млн. пассажиров. За три года пассажиропоток вырос почти на 12%. В 2013 году Международный аэропорт Сочи признан лучшим региональным аэропортом России. В 2014 году аэропорт Сочи станет главными воздушными воротами Олимпийских игр.

ФКП «Аэропорты Севера» управляет 24-мя аэропортами, расположенными в республике Саха (Якутия). Одной из задач предприятия является развитие опорной сети воздушного сообщения в районах Крайнего Севера.

Крупнейшее российское предприятие по разработке и серийному производству электропоездов пригородного и областного сообщения постоянного и переменного тока. Выпускает более 80 % всех электропоездов, производимых в России, и является крупнейшим в Европе заводом по количеству строящихся вагонов электропоездов.

Проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт воздушного транспорта.

Одна из ведущих образовательных организаций России, специализирующаяся в области авиационной безопасности.

ОАО Терминал управляет международным терминалом D аэропорта «Шереметьво». Одной из стратегических целей компании является создание аэропорта-хаба международного класса, занимающего передовую позицию среди европейских аэропортов по качеству, безопасности обслуживания пассажиров и авиакомпаний.

Первый за последние 25 лет аэропорт в России, сооруженный «с нуля». Строительство было начато в 2005 году. В последующие пять лет были сооружены современный аэровокзальный комплекс и взлетно-посадочная полоса. Первый коммерческий рейс состоялся 29 мая 2010 года. Новая взлетно-посадочная полоса в Геленджике размерами 3100×45 м. — одна из лучших в России. Пропускная способность аэровокзала — 140 пассажиров в час. В настоящее время ведется проектирование первой очереди нового терминала площадью около 8 тыс. кв. метров. Проектируемый терминал будет иметь 4 стойки регистрации и пропускную способность 454 пассажиров в час. Здание существующего аэровокзального комплекса будет переоборудовано под грузовой терминал.

Авиапредприятие, базирующееся в аэропорте Шереметьево, один из лидеров рынка наземного обслуживания грузовых авиаперевозок.

Ведущий российский производитель пилотажно-навигационных комплексов, систем автоматического и дистанционного управления, бортовой вычислительной техники и систем индикации для летательных аппаратов военной и гражданской авиации.

Международный аэропорт, обслуживающий Нижний Новгород и Нижегородскую область.

Компания основана в 2007 году, управляет аэропортовыми активами «Базового элемента». С июня 2012 года — совместное предприятие «Базового Элемента», Сбербанка России и Changi Airports International (стопроцентное дочернее предприятие Changi Airport Group). В настоящее время в «Базэл Аэро» входят аэропорты в Краснодаре, Сочи, Геленджике и Анапе. Аэропорты обслуживают более 7% общего пассажиропотока и 1,5% общего грузопотока России. Стратегия развития «Базэл Аэро» включает в себя повышение операционной эффективности активов и расширение бизнеса.

В 2007 году Министерство транспорта России включило Международный аэропорт Краснодар в число 12 узловых международных авиапредприятий страны. Сегодня краснодарский аэропорт имеет важное стратегическое значение для страны, являясь ее южными воздушными воротами. По итогам пассажиропотока за 2011 год, Краснодар занимает первое место в южном регионе, опережая Ростов и Сочи. В 2012 году аэропорт перевез 5,5 миллионов пассажиров. На основе государственно-частного инвестиционного партнерства в аэропорту Краснодар планируется реконструкция аэродрома, ВВП, а также проектирование и строительство нового аэровокзального комплекса.

Экспериментальный (испытательный) аэродром ЛИИ им. Громова. Основная взлётно-посадочная полоса аэродрома является самой длинной не только в России, но и в Европе (5403 м).

Научно-исследовательский институт автоматизации и связи на ж/д транспорте (НИИАС)

Головной институт отрасли железнодорожного транспорта в создании комплексов и систем обеспечения безопасности движения, управления движением, геоинформационного обеспечения, мониторинга состояния подвижного состава и инфраструктуры железных дорог.

Учебно-производственный комплекс, филиал Московского государственного технического университета гражданской авиации.

Крупнейший нефтеперерабатывающий завод Северного региона России. Расположен в Ярославле.

Старейшее предприятие нефтегазовой отрасли России. Занимается разработкой и реализацией проектов комплексной геологоразведки и освоения нефтегазоносных месторождений за рубежом.

Крупнейший в мире производитель алюминия и одна из крупнейших частных компаний России.

Крупный машиностроительный завод, специализируется на выпуске топливорегулирующей аппаратуры авиационных двигателей. Расположен в г. Гаврилов-Ям Ярославской области.

Крупнейший нефтеперерабатывающий завод Северо-Западной части России. Расположен в городе Кириши Ленинградской области. Выпускает около 30% всего малосернистого топлива России.

Крупнейшее перерабатывающее предприятие ТНК-ВР. Расположено в г. Рязань.

Расположен в г. Саяногорске, респ. Хакасия. Один из самых грандиозных проектов алюминиевой отрасли России за последние 20 лет.

Крупнейшее российское предприятие по серийному производству и сопровождению радарных систем.

Одна из ведущих компаний лакокрасочной промышленности России. Производимая ею марка «Ярославские краски» является второй по известности среди профессиональных потребителей в стране. Расположен в г. Ярославль.

Одно из ведущих предприятий России в области разработки и производства оборудования и оснастки для шинной, шиновосстановительной, резинотехнической промышленности и для переработки пластмасс.

Одно из ведущих предприятий отрасли нефтепереработки и крупнейший поставщик нефтепродуктов на рынок московского региона.

Одна из крупнейших и быстрорастущих нефтегазовых компаний России, входит в пятерку ведущих российских нефтяных компаний по объемам добычи и переработки нефти, а также сбыта нефтепродуктов. Продукция «Газпром нефти» экспортируется в более чем 50 стран мира и реализуется на всей территории РФ.

Завод по выплавке алюминия в Саяногорске (Хакасия). Занимает 3-е место в России по объему производства.

Крупное машиностроительное предприятие, Специализируется на выпуске дизельных двигателей для разных типов тяжелой техники. Расположен в г. Тутаев Ярославской области.

Старейшая табачная фабрика России. Принадлежит международной табачной компании «Imperial Tobacco». Расположена в г. Ярославль.

Центральный банк страны, основное звено банковской системы России.

Один из крупнейших банков России. Северный банк Сбербанка охватывает Ярославскую, Костромскую, Ивановскую, Вологодскую, Архангельскую области, Ненецкий автономный округ.

Крупный коммерческий банк, работает на территории Северо-Западных регионов России.

Универсальный коммерческий банк, оказывающий весь спектр банковских услуг для юридических и физических лиц.

Один из крупнейших банков Ярославской области. В настоящее время крупнейший филиал Промсвязьбанка.

Крупнейший национальный исторический музей России, расположенный на Красной площади в Москве.

Современный ледовый комплекс, предназначенный для тренировок и чемпионатов среди молодежных хоккейных команд. Расположен в Ярославле.

Государственное учреждение, ведущее целостную базу всей архивной документации по Ярославской области.

Центр спорта и отдыха, расположенный на левом берегу реки Волги в Рыбинском районе Ярославской области. С 2006 года «Дёмино» проводит этапы Кубка мира FIS по лыжным гонкам.

Один из крупнейших ледовых дворцов в Европе и признанный хоккейный центр России. Расположен в Ярославле.

Крупнейшей авторизованная сеть по продаже и обслуживанию автомобилей марки Toyota.

Http://www. electronika. ru/projects/

Поэтому на землях, выделенных Наркомату тяжёлой промышленности СССР в Ухтомском районе Московской области недалеко от рядом с Москвой-рекой, в феврале 1936 года было начато строительство нового предприятия — Московского крекинг-завода № 413 [1] .

1 апреля 1938 года на заводе была переработана в бензин первая тонна нефти — эта дата и считается днём рождения МНПЗ. Его первым директором был назначен [2] . В 1939 году предприятие было переподчинено Наркомату нефтяной промышленности (с 1946 года — Миннефтепром СССР) [1] .

Расчётная мощность НПЗ в первые годы составляла 155 тыс. т бензина в год, причём основным сырьём при его производстве тогда был мазут Бакинских нефтепромыслов — его привозили баржами по Москве-реке и выгружали в районе. Позднее была построена система магистральных трубопроводов [1] .

В начале 1960-х годов на МНПЗ была проведена комплексная автоматизация, запущены 19 новых объектов. За 1950—1960-е годы введены в эксплуатацию первые в Советском Союзе электрообессоливающая установка (ЭЛОУ) с шаровыми электродегидраторами, установка карбамидной депарафинизации дизельного топлива, опытная установка по производству полипропилена, установка каталитического риформинга бензина, а также печь беспламенного горения [5] . За запуск этой печи тогдашний (1953—1975) директор завода Демид Иванюков и учёные удостоились Ленинской премии [5] .

В первой половине 1970-х годов завод подвергся масштабной модернизации (в частности, его мощность была доведена до 12 млн т нефти в год), а в 1976 году пережил смену руководства, новым директором (1976—1987) стал [2] . В 1983 году на предприятии заработала установка каталитического крекинга, первый в СССР отечественный комплекс по глубокой переработке нефти. К началу 1990-х годов доля продукции МНПЗ на рынке нефтепродуктов Москвы и Московской области составляла 70 % [5] .

В 1994—1995 годах предприятие было акционировано. В мае 1994 года завод был преобразован в ОАО «Московский нефтеперерабатывающий завод» с 51 % акций в федеральной собственности, его первым гендиректором стал избранный ещё в 1987 году трудовым коллективом директор предприятия [6] . В 1997 году НПЗ вошёл в состав ОАО «» (ЦТК). Управление Московским НПЗ осуществляла нефтяная компания Sibir Energy совместно с Правительством Москвы [5] .

До 2008 года основными акционерами МНПЗ были: полностью принадлежащая Sibir Energy ОАО «» (50,08 % акций), «Газпром нефть» (38,8 % уставного капитала) и «Татнефть» (около 18 % уставного капитала, в том числе около 8 % — голосующие акции) [7] . В мае 2008 года ОАО «Газпром нефть» и ОАО «Московская нефтегазовая компания» для управления заводом зарегистрировали в Нидерландах совместное предприятие на паритетных началах — Moscow NPZ Holdings B. V. [8] .

Основным акционером МНПЗ является ОАО «Газпром нефть». Генеральный директор — . Общая численность сотрудников составляет около 2,2 тыс. человек. Предприятие расположено по адресу: Россия, 109429, Москва, Капотня, 2-й квартал, д. 1, корп. 3 [10] .

МНПЗ обеспечивает 40 % потребностей столицы России в бензине и 50 % в дизельном топливе, является основным поставщиком топлива для столичных аэропортов. Это один из крупнейших среди предприятий Москвы [11] , вклад завода в бюджет города (2013) — более 1,2 млрд руб. в год, не считая акцизных выплат [12] . Около 80 % вырабатываемой продукции реализуется в Москве и Московской области, 10—15 % экспортируется, 5—10 % отгружается в другие регионы России и страны ближнего зарубежья.

(World Refining Association, WRA)

Далее в реактивном блоке на особой установке происходит Риформинг: путём нагревания и последовательных химических реакций в бензиновых фракциях повышается октановое число. В процессе Изомеризации при давлении до 35 атм. и температуре от 160°С до 380°С получаются (изобутан, изопентан, изогексан, изогептан — углеводороды с разветвлённой цепью). В результате термического, химического и каталитического расщепления в реакторах в ходе Крекинга выделяется больше бензиновых фракций, при этом отдельно образуются бензол и толуол. Гидроочистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций происходит при температуре от 280°С до 340°С, они освобождаются от серных и азотных соединений, а также кислорода. Процессы завершаются Блендингом — смешиванием полученных компонентов в определённых отраслевыми стандартами пропорциях для получения готовой продукции [15] .

• Участок резервуарного парка бензина, реактивного и дизельного топлива

• Участок автоматизированного смешения бензинов и котельных топлив

• Лаборатория мониторинга процессов и улучшения качества продукции

Блока атмосферной перегонки:

Вакуумного блока:

Первый блок — гидроочистки. В нём на алюминиевокобальтовомолибденовых катализаторах бензин очищают от вредных примесей серы, азота и кислорода. Далее он поступает во второй блок — блок каталитического риформинга, в котором на платиновом катализаторе происходит нафтеновых углеводородов. Третий блок осуществляет стабилизацию бензина, и служит для удаления из конечного продукта углеводородных газов, которые накопились вследствие химических процессов, протекавших во втором блоке.

Несмотря на то, что по факту выброса прокуратура Москвы возбудила уголовное дело [22] , обвинения Московскому НПЗ так и не были предъявлены [25] . По словам главы ДППиООС Москвы, под подозрением находятся около 30 предприятий, а всего в Москве насчитывается 80 возможных источников сероводорода [25] . Руководитель метеорологической обсерватории МГУ, доцент кафедры метеорологии и климатологии геофака МГУ Михаил Локощенко сообщил, что анализ ветров над Москвой в тот день, сопоставленный с хронологией появления сероводородного облака в различных её районах, однозначно [25] показал: вынос с юго-востока был в те часы в тех условиях невозможен. «Если бы выброс газа произошёл на заводе в Капотне, он никак не смог бы оказаться над центром Москвы ранее двух часов дня. Искать источник в это время нужно значительно севернее», — уверен он [25] .

С 2007 года МНПЗ попал в поле зрения следователей. Проверки следователей прокуратуры и Росприроднадзора показали, что на территории предприятия находилась доставшаяся ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ» от прежних собственников система водостоков, не указанная на топографических картах, и по ней в реку сливались неочищенные отходы производства нефтепродуктов. В против Московского НПЗ было возбуждено дело о негативном воздействии на окружающую среду буферного пруда завода. В октябре 2012 года Люблинский суд обязал МНПЗ за год устранить нарушения [26] .

Http://encyclopaedia. bid/%D0%B2%D0%B8%D0%BA%D0%B8%D0%BF%D0%B5%D0%B4%D0%B8%D1%8F/%D0%9C%D0%BE%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%9D%D0%9F%D0%97

Полное наименование компании: ОАО "Московский нефтеперерабатывающий завод"

Орган государственной регистрации: Московская регистрационная палата

Регистрационная компания: ОАО "Центральный Московский Депозитарий"

Аудитор: ЗАО "Международный консультативно-правовой центр по налогообложению"

Московский нефтеперерабатывающий завод был введен в эксплуатацию в 1938 г. Предприятие является крупнейшим производителем нефтепродуктов и полимерных материалов в Москве и Московской обл., обладает современными экологически развитыми технологиями. В мае 1994 г. Общество зарегистрировано как открытое акционерное общество «Московский нефтеперерабатывающий завод».

Ассортимент выпускаемой продукции более 190 наименований, в том числе:

– неэтилированные автомобильные бензины с улучшенными экологическими характеристиками;

– летние и зимние дизельные топлива с улучшенными экологическими характеристиками;

В настоящее время Московский НПЗ обеспечивает на 70% потребности Москвы и области в высокооктановом бензине, удовлетворяет около 40% потребности в реактивном топливе и 100% в малосернистом дизельном топливе, мазуте и битуме.

Уставной капитал компании составляет руб. и разделен на 5912490 обыкновенных и 1970830 привилегированных акций номиналом 10 руб.

British Virgin Islans, Tortola, Mill Mall, Suite 6, Wickhams Cay 1, P. O. Box 3085, Road Town

В 2001 г. крупнейшим акционером МНПЗ являлась ЦТК, которой противостояли основные поставщики нефти на завод – "ЛУКойл" и "Татнефть". Эти компании в совокупности владели более 52% уставного капитала предприятия. В ноябре 2001 г. НК "Сибнефть" приобрела у НК "ЛУКойл" 38% акций ОАО "МНПЗ". В связи со сменой состава акционеров ОАО "МНПЗ" в феврале 2002 г. собрание акционеров приняло решение об утверждении нового состава совета директоров предприятия.

Cписок лиц, в которых эмитент имеет 5% и более долей в уставном капитале

Московское городское открытое акционерное общество "Промжелдортранс"

На протяжении последних лет работает с прибылью, с 1998 г. чистая прибыль компании растет, а с 1999 г. увеличивается стоимость чистых активов. Компания регулярно выплачивает дивиденды по привилегированным акциям. По обыкновенным акциям дивиденды не выплачиваются. Размер дивиденда по итогам 2000 г. значительно снизился, что было связано с решением компании снизить количество чистой прибыли, направляемой на дивидендные выплаты.

– услуги по переработке давальческой нефти и наливу светлых и темных нефтепродуктов;

– производство и реализация нефтепродуктов и товаров нефтехимии на основе переработки нефти;

– производство и реализация продукции нефтепереработки и нефтехимии для экспорта.

В сравнении с российскими нефтеперерабатывающими заводами, Общество занимает ведущее место по многим производственным характеристикам и по технологическому уровню производства. Так, при самом низком потенциале светлых в нефти (47,5%), имеет один из самых высоких процентов выхода светлых нефтепродуктов – 54,98%.

В 2000 г. на предприятии была введена в строй первая очередь комплекса по производству изделий из полипропилена, строительство которого было начато в 1995 г.

Основными поставщиками нефти предприятию являются нефтяная компания "МНК", ЗАО "ЛУКойл-Москва-Ресурс" и ЗАО "Татнефть-Москва".

Основные виды продукции и их доля от общего объема переработанной нефти

Объем выпуска товарной продукции ОАО "Московский НПЗ" в 2001г. составил 8550 млн руб., увеличившись по сравнению с 2001 г. на 5995 млн руб. В 2002 г. предприятие планирует снизить объем производства товарной продукции до 5125 тыс. руб.

Прибыль от реализации товарной продукции в 2001 г. увеличилась по сравнению с 2001 г. на 167,4 млн руб. и составила 773,7 млн руб. Ожидается, что в 2002 г. прибыль от реализации товарной продукции возрастет до 1335,6 тыс. руб.

По итогам работы предприятия в 1-м квартале 2002 г. объем товарной продукции составил 1072 млн руб., прибыль от реализации товарной продукции составила 268,3 млн руб. Ожидается, что во II квартале 2002 г. прибыль от реализации товарной продукции возрастет до 270 млн руб., а объем выпуска достигнет 1119 млн руб.

Кредиторская задолженность ОАО "Московский НПЗ" по итогам работы в 1-м квартале 2002 г. составляет 3 млрд руб. Задолженность включает в себя долги по векселям «ЛУКойла», "Татнефти", городскому бюджету, а также таможенные налоги. С приходом в феврале 2002 г. в состав акционеров МНПЗ "Сибнефти" предприятию удалось погасить часть долгов. В целом завод планирует погасить всю задолженность к 2004 г.

Согласно бизнес-плану ОАО "Московский НПЗ", чистая прибыль предприятия в 2002 г. составит 782,5 млн руб., при этом рост чистой прибыли по сравнению с 2001 г. составит 43,6%. Общий планируемый рост себестоимости производства по заводу составит 21,7%.

Http://pandia. ru/text/78/020/4838.php

“Изначально в проект строительства завода были заложены кабели европейского производства. Однако в Россию везти комплектующие из Европы нецелесообразно. Поэтому было принято решение выбрать российского производителя, чья продукция по характеристикам и качеству соответствует продукции крупнейшей европейской кабельной компании. Были проведены все необходимые процедуры, и выбор был сделан в нашу пользу”, – рассказал директор по продажам “Холдинга Кабельный Альянс” (ХКА) Андрей Хмурович.

Одним из главных требований, предъявляемым к кабельной продукции для нового автозавода, является ее пожаробезопасность. Предприятие относится к объектам с массовым пребыванием людей, поэтому при пожаре кабели не должны распространять огонь, поддерживая работу всех систем в течение минимум трех часов. Кроме того, в воздух не должны выделяться опасные для людей и оборудования вещества.

“Мы поставили застройщику огнестойкие силовые кабели, а также кабели, не распространяющие горение, производства завода “Электрокабель”. Все они имеют изоляцию и оболочку из полимерных композиций, не содержащих газов галогеновых кислот. Дополнительная поставка запланирована на июль-август 2018 года”, – сообщил начальник бюро по спецпроектам ХКА Алексей Еркин.

Стоит отметить, что пожаробезопасные кабели – один из самых востребованных видов продукции ЭКЗ. Они используются в метрополитене, на атомных электростанциях, в торговых центрах, на нефтеперерабатывающих заводах, в больницах и других соцобъектах.

Http://www. advis. ru/php/print_news. php? id=CB9B8837-1BD1-1E4F-BD2A-70D843207036

Официальное наименование юридического лица – НЕКОММЕРЧЕСКАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ФОНД СОЛИДАРНОСТИ АКЦИОНЕРОВ МОСКОВСКОГО НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА, адрес – 105037, г. МОСКВА, БАУМАНА ИМЕНИ ГОРОДОК, д. 12. Компания "ФОНД АКЦИОНЕРОВ МОСКОВСКОГО НЕФТЕПЕРЕР ЗАВОДА" зарегистрирована 7 декабря 2005 года, регистратор – Межрайонная Инспекция ФНС России №46 по г. МОСКВЕ. Основным видом деятельности является "Деятельность коммерческих, предпринимательских и профессиональных организаций". Организация также зарегистрирована в таких категориях ОКВЭД как "Прочая зрелищно-развлекательная деятельность", "Прочая деятельность в области культуры". Основной государственный регистрационный номер – 1057749423500. Идентификационный номер налогоплательщика – 7719575089. Код причины постановки на учет – 771901001. Президент – Алексей Сергеевич Рулев. Организационно-правовая форма – фонды. Тип собственности – частная собственность.

672010, г. ЧИТА, ул. ЛЕНИНА, д. 27, каб. 23 НП "ВЯТСКАЯ ГИЛЬДИЯ ПЕКАРЕЙ И КОНДИТЕРОВ" (ВЯТПИК)

129226, г. МОСКВА, ул. ВИЛЬГЕЛЬМА ПИКА, д. 8 НП "ОБЪЕДИНЕНИЕ СТРОИТЕЛЕЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ"

141100, область МОСКОВСКАЯ, ЩЕЛКОВО, ул. МОСКОВСКАЯ, д. 1 АССОЦИАЦИЯ "СОЮЗ СТРОИТЕЛЕЙ КУЗБАССА"

350078, г. КРАСНОДАР, ул. ТУРГЕНЕВА, д. 146, корп. 3 ООО "ПРОМХИМПРОДУКТ"

Http://qeasym. ru/moscow/company/fond_aktsionerov_moskovskogo_nefteperer_zavoda_1257287.html

“Роснефть” намерена в течение трех лет построить в Московской области нефтеперерабатывающий завод мощностью 12 млн т и стоимостью $7 млрд. Он будет фактически дублером Московского НПЗ (МНПЗ) “Газпром нефти” и создаст возможность временной или полной остановки завода в черте города без риска для топливоснабжения региона. Тем более что, по данным “Транснефти”, мощности нефтепроводов региона на два НПЗ просто не хватит.

Вчера в ходе Петербургского международного экономического форума президент “Роснефти” Игорь Сечин и губернатор Подмосковья Сергей Шойгу подписали соглашение, предусматривающее возможность строительства в Московской области нового НПЗ мощностью 12 млн т в год. “Мы подобрали участок, чтобы магистральная труба была недалеко и нефтепродуктопровод. Я вам подскажу, есть два таких места”,— заявил Игорь Сечин, имея в виду, что идущее вокруг Москвы кольцо нефтепродуктопровода лишь в двух местах пересекается с магистральными нефтепроводами, снабжающими нефтью МНПЗ,— Ярославским и Рязанским.

Если решение о строительстве нового НПЗ будет принято, скорее всего, он будет построен на Рязанской трубе у Коломны, там в свое время уже была подобрана площадка для строительства НПЗ, когда еще при мэре Юрии Лужкове обсуждался вопрос о выводе МНПЗ из Москвы. По словам Игоря Сечина, проектирование начнется уже в текущем году, а строительство будет осуществлено “в сжатые сроки”.

Сергей Шойгу добавил, что стоимость НПЗ оценивается в $7 млрд, средства предоставит ВТБ, строительство займет 2,5-3 года. По словам губернатора, главное требование к НПЗ — “это должно быть предприятие чистое, с современным оборудованием и глубиной переработки нефти 98%”. Изначально предполагалось, что мощность нового НПЗ будет 7 млн т, уточнил Сергей Шойгу, однако в результате работы над проектом пришли к выводу о возможности доведения мощности до 12 млн т, что “позволит закрыть весь Центральный регион продукцией качества Евро-5”.

Новый проект “Роснефти” ставит под вопрос судьбу МНПЗ, принадлежащего также государственной “Газпром нефти”. Вопрос о закрытии НПЗ в черте города не раз поднимался общественностью и экологами, а весной у него возникли проблемы со снабжением нефтью по аварийному нефтепроводу, проходящему через нацпарк “Лосиный остров” (см. “Ъ” от 28 марта). “Строительство нового НПЗ будет иметь смысл только в случае закрытия МНПЗ”,— полагает Виталий Крюков из “ИФД-Капитала”. Но первичной причиной он считает отнюдь не экологические проблемы. Современные технологии позволяют решить их, поясняет аналитик, в Европе есть примеры работы экологически чистых НПЗ в городской черте, а “Газпром нефть” инвестирует в экологию “миллиарды долларов”. Но к 2015-2016 годам, когда может начать работу новый НПЗ, модернизация действующих НПЗ будет завершена, что приведет к избытку предложения топлива на внутреннем рынке.

В “Транснефти” добавляют, что нефтепроводы, снабжающие МНПЗ, работают на пределе пропускной способности и в текущей конфигурации не смогут обеспечить сырьем два завода на 12 млн т каждый. Для обеспечения нефтью нового НПЗ потребуется дорогостоящая реконструкция нефтепровода от Рязани до Коломны. Реконструкция будет осложнена тем, что поверх нефтепровода возведена масса незаконных строений; одним из вариантов может стать прокладка нового нефтепровода вокруг Москвы, но этот вопрос не прорабатывался. Для снабжения МНПЗ в прежних объемах также потребуется вдвое увеличить пропускную способность Ярославского нефтепровода. В “Газпром нефти” ситуацию не комментируют.

По мнению Виталия Крюкова, “Роснефть” может предложить “Газпром нефти” принять участие в своем проекте при условии остановки МНПЗ. Впрочем, глава Российского топливного союза Евгений Аркуша полагает, что в Московском регионе вполне могут сосуществовать два НПЗ, так как, с одной стороны, емкость столичного рынка позволит принять дополнительные объемы нефтепродуктов, а с другой — из региона можно как поставлять нефтепродукты в южном направлении, так и экспортировать на Запад. Он напомнил, что “Роснефти” не хватает нефтепродуктов, для обеспечения своих “регионов ответственности” компания вынуждена ежемесячно покупать по 150 тыс. т топлива. Впрочем, отметил господин Аркуша, “Роснефти” было бы разумнее построить НПЗ на Дальнем Востоке, где ситуация с нефтепродуктами более напряженная.

Http://www. kommersant. ru/doc/1963798

Имеет официальный статус «Лидер российской экономики», сертификат № АА 002156 от 03.11.1995 г.

Предприятие топливно-нефтехимического профиля. Мощность переработки нефти более 12 миллионов тонн в год.

Московский нефтеперерабатывающий завод занимает ведущие позиции в производстве высокооктановых бензинов и экологически чистых дизельных топлив, а также входит в пятерку лучших предприятий по загрузке мощностей на глубокую переработку нефти. Основан в 1938 году в целях обеспечения Московского региона автомобильным топливом. С ростом потребности Москвы и области в топливе завод наращивал объемы продукции, постоянно модернизируя предприятие.

Развитая конфигурация углубляющих и облагораживающих процессов, их эффективное использование позволяют заводу входить в число лидеров отечественной нефтепереработки, глубина переработки нефти достигает 70 %.

В составе завода 26 технологических установок. Доля вторичных процессов (гидроочистка, каталитическое риформирование, ГФУ и др.) составляет 58 %, процессов глубокой переработки (каталитический крекинг) – 19 %, деструктивных процессов (висбрекинг гудрона) – 8 %.

Высокий уровень экологической безопасности производства достигается набором природоохранных технологий и комплекса мероприятий по снижению техногенного воздействия на природу.

С целью снижения нагрузки на окружающую среду от выхлопов автомобильного транспорта в 1996 году завод первым в отрасли наладил выпуск автобензинов и дизельного топлива с улучшенными экологическими свойствами с содержанием серы не более 0,05 %, отвечающих требованиям на выбросы автотранспорта Евро-2. С 2006 года перешел на выпуск дизельного топлива летних и зимних сортов экологического класса Евро-3 с использованием пакета присадок, улучшающих его эксплуатационные характеристики. После выполнения комплекса мероприятий с конца 2007 г. выпускает высокооктановые бензины в соответствии с экологическим классом Евро-3.

Далеко не все знают, что в бензины, отгружаемые с завода для нужд города, вводится моющая присадка, использование которой позволяет поддерживать в идеальной форме двигатель автомобиля и, как следствие, увеличивает его ресурс. При этом, что еще важнее, содержание вредных выбросов в атмосферу снижается на 60-70 %.

Производство моторных топлив, отвечающих экологическим нормам на выбросы Евро-3, обеспечило снижение выбросов в атмосферу от автомобильного транспорта в столице на 35 тысяч тонн.

В соответствии с Российским законодательством в области качества продукции, охраны окружающей среды, охраны труда и промышленной безопасности руководством завода было принято решение о необходимости внедрения интегрированной системы менеджмента ОАО «Московский НПЗ» на базе международных стандартов серии ИСО 9001, 14001 и ОНSАS 18001, как наиболее перспективной и эффективной системы управления.

Цели и задачи ИСМ направлены, прежде всего, на обеспечение конкурентоспособности ОАО «Московский НПЗ» на внешнем и внутреннем рынках, повышение качества продукции, упорядочение, структурирование и совершенствование деятельности организации.

В 2008 г. Интегрированная Система Менеджмента, разработанная специалистами завода, была успешно сертифицирована на соответствие международным стандартам:

Сертификационный аудит был осуществлен швейцарской компанией SGS SSC на основе аккредитации SAS (Общество по аккредитации Швейцарии).

• Неэтилированные автомобильные бензины АИ-92ЭКп, АИ-95ЭКп с экологическими характеристиками европейского уровня (Евро-3), с моющей присадкой;

• Топливо для реактивных двигателей марки ТС-1, высшего сорта с антиокислительной и противоизносной присадками;

• Летние и зимние дизельные топлива с улучшенными экологическими характеристиками марок С, Е, F и ДЭКпЗ-0,035, экологический класс 3 (Евро-3);

• Дизельное топливо для внедорожной и сельскохозяйственной техники с содержанием серы до 0,1 %;

• Экологически чистый полипропилен торговых марок «Каплен» и «Риспол» от дочернего предприятия ООО «НПП «Нефтехимия»;

• Кислородсодержащие добавки к высокооктановым бензинам (МТБЭ, олигомеризат, ТАМЭ (ФЭ) от дочернего предприятия ООО «Коримос».

Http://www. roskachestvo. ru/diplomant/chemistry/mos_npz/mos_npz. htm

Первичная и вторичная переработка нефти

Posted on 14.05.2018 by nsistemy

На тему: Происхождение нефти и природного газа. Первичная и вторичная процессы переработки нефти

Нефть и природный газ состоят главным образом из углеводородов (соединений углерода и водорода), а также в небольшом количестве из других элементов (серы, азота, кислорода и т. д.). Нефть содержит 82-87 % углерода и 11-14 % водорода. По вопросу происхождения нефти существуют различные точки зрения. Наиболее признанной является теория, согласно которой газ и нефть состоят из органических веществ, главным образом животного происхождения (некоторые ученые полагают, что нефть и газ во многих случаях образовались в глубинах земли в результате действия воды на карбиды металлов). Живые организмы, погибшие и опустившиеся на морское дно, попадают в такие условия, где они не могут ни распадаться в результате окисления, ни уничтожаться микроорганизмами, а вследствие отсутствия контакта с воздухом образуют илистые осадки. В результате геологических движений эти осадки проникают на большие глубины. Там под влиянием давления и высокой температуры, а возможно, и под воздействием микроорганизмов в течение миллионов лет проходит процесс сухой возгонки, при котором содержащийся в осадках углерод в большей своей части переходит в углеводородные соединения, в то время как большая часть кислорода и других элементов мигрирует. Жидкая субстанция, состоящая главным образом из смеси различных по молекулярному весу углеводородов, может и самостоятельно мигрировать, проникая через поры и трещины земных недр. Основными составными частями природного газа являются низкомолекулярные углеводороды (прежде всего метан и этан), нефть же представляет собой высокомолекулярные углеводороды.

Названия каменный уголь, нефть, указывающие на их происхождение из неживого материала (геологическое, а не биологическое), оправданы только отчасти. В действительности эти продукты образовались из веществ, возникших в результате жизнедеятельности животных и растений, и поэтому имеют биологическое происхождение. Однако те превращения, которые привели к образованию из животных и растительных организмов каменного угля, нефти и газа, в большинстве своем не носят биологического характера, а являются следствием геологических и геохимических условий (давление, температура и т. д.), создавшихся в окружающей неживой среде. Известны и другие минералы, которые представляют собой продукты превращений биологических веществ (например мел).

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции. Сначала промысловая нефть проходит первичный технологический процесс очистки добытой нефти от нефтяного газа, воды и механических примесей – этот процесс называется первичной сепарацией нефти [1] .

Нефть поступает на НПЗ (нефтеперерабатывающий завод) в подготовленном виде для транспортировки. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).

Нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлуюбензиновые фракции, кер осиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.

Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти

Вакуум-дистилляция — один из методов разделения смесей органических веществ. Широко применяется в ситуации, когда дистилляция не может быть осуществлена при атмосферном давлении из-за высокой температуры кипения целевого вещества, что приводит к термическому разложению перегоняемого продукта. Так как в вакууме любая жидкость кипит при более низкой температуре, становится возможным разогнать жидкости, разлагающиеся при перегонке с атмосферным давлением.

В некоторых случаях применяют роторные вакуумные испарители. Их использование необходимо в случае разгонки жидкости, которая не терпит даже кратковременного перегрева. Роторные испарители существенно увеличивают скорость перегонки. При необходимости работы с взрывоопасными продуктами исполнение роторного испарителя должно соответствовать спецификации A TEX или аналогичной российской норме.

Простой вариант установки, предназначенной для перегонки продуктов при температуре до 600°АЭТ(атмосферный эквивалент температуры) описан в ASTM D 1160.

Первичные процессы переработки нефти (прямая перегонка и др.) не могут удовлетворять потребности народного хозяйства в количестве и качестве светлых нефтепродуктов. Так, выход бензина в этом случае не превышает 25 % исходного сырья. Увеличения количества и качества светлых нефтепродуктов можно достичь только при широком использовании вторичных процессов. К ним относятся процессы преобразования нефти под действием высокой температуры (термические процессы), высокой температуры и катализатора (термокаталитические процессы) или только катализатора (низкотемпературные каталитические процессы). Термические процессы делят на термический крекинг, коксование и пиролиз. К термокаталитическим процессам относят каталитический крекинг, каталитический риформинг. каталитическую изомеризацию И гидрогенизационные процессы (гидроочистку, гидрообессеривание, гидрокрекинг). Крекингом называется процесс деструктивной переработки нефти или ее отдельных фракций с целью увеличения выхода легких углеводородов и повышения их качества, т. е. легкие углеводороды можно получить из более тяжелых за счет реакций разложения при повышенных температурах. Термический крекинг жидкого сырья проводят при температуре 470. 540 °С под высоким давлением (2. 4 МПа) для получения автомобильного бензина. Сырьем могут служить различные фракции нефти — лигроин, керосин, газойль и др. Чем легче сырье, тем более высокими температурами характеризуется крекинг. Обычно сырьем служит полугудрон, а целевым продуктом — котельное топливо. Выход бензина при термическом крекинге составляет 25. 30%. В полученном бензине содержится много непредельных углеводородов, поэтому для него характерны низкие стабильность (при хранении накапливается много смол) и детонационные свойства. Доля бензина термического крекинга в товарных бензинах сокращается. Коксование тяжелых остатков или высокоароматизированных дистиллятов проводится при низком давлении. Процесс осуществляется при давлении около 0,5 МПа и температуре 510. 55О °С с последующим нагреванием кокса до 620 °С. Выход светлых нефтепродуктов (бензина, керосина, газойля и др.) значительно увеличивается, если термический крекинг тяжелого сырья (гудрона и др.) вести с получением большого количества кокса, в котором концентрируется углерод исходного сырья. Например, при коксовании гудрона образуется примерно 24% кокса, 16 —бензина. 26 — керосиново-газойлсвой фракции и 23 % тяжелого газойля. Все эти дистилляты нестабильны и нуждаются в облагораживании. Получаемый в процессе коксования бензин обладает низкой детонационной стойкостью.

Http://stud24.ru/chemistry/proishozhdenie-nefti-i-prirodnogo-gaza/516026-2313104-page1.html

Продукты первичной переработки нефти, как правило, не являются товарными нефтепродуктами. Например, октановое число бензиновой фракции составляет около 65 пунктов, содержание серы в дизельной фракции может достигать 1,0% и более, тогда как норматив составляет, в зависимости от марки, от 0,005% до 0,2%. Кроме того, тёмные нефтяные фракции могут быть подвергнуты дальнейшей квалифицированной переработке.

Поскольку при описании процессов вторичной переработки используются наименования групп углеводородов, входящих в состав нефти и нефтепродуктов, приведём краткие описания данных групп и влияние углеводородного состава на показатели качества нефтепродуктов.

Изомеризация также применяется для повышения октанового числа легких бензиновых фракций. Сырьём изомеризации являются легкие бензиновые фракции с концом кипения 62°С или 85°C. Повышение октанового числа достигается за счёт увеличения доли изопарафинов. Процесс осуществляется в одном реакторе при температуре, в зависимости от применяемой технологии, от 160 до 380°C и давлении до 35 атм.

Задача процесса – очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых и азотсодержащих соединений. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также гидрирование олефинов. Мощность установок составляет от 600 до 3000 тыс. тонн в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок риформинга.

Каталитический крекинг – важнейший процесс нефтепереработки, существенно влияющий на эффективность НПЗ в целом. Сущность процесса заключается в разложении углеводородов, входящих в состав сырья (вакуумного газойля) под воздействием температуры в присутствии цеолитсодержащего алюмосиликатного катализатора. Целевой продукт установки КК – высокооктановый компонент бензина с октановым числом 90 пунктов и более, его выход составляет от 50 до 65% в зависимости от используемого сырья, применяемой технологии и режима. Высокое октановое число обусловлено тем, что при каткрекинге происходит также изомеризация. В ходе процесса образуются газы, содержащие пропилен и бутилены, используемые в качестве сырья для нефтехимии и производства высокооктановых компонентов бензина, легкий газойль – компонент дизельных и печных топлив, и тяжелый газойль – сырьё для производства сажи, или компонент мазутов.

Гидрокрекинг – процесс, направленный на получение высококачественных керосиновых и дизельных дистиллятов, а также вакуумного газойля путём крекинга углеводородов исходного сырья в присутствии водорода. Одновременно с крекингом происходит очистка продуктов от серы, насыщение олефинов и ароматических соединений, что обуславливает высокие эксплуатационные и экологические характеристики получаемых топлив. Например, содержание серы в дизельном дистилляте гидрокрекинга составляет миллионные доли процента. Получаемая бензиновая фракция имеет невысокое октановое число, её тяжёлая часть может служить сырьём риформинга. Гидрокрекинг также используется в масляном производстве для получения высококачественных основ масел, близких по эксплуатационным характеристикам к синтетическим.

Назначение процесса – квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов.

Ранее рассмотрены основные технологические процессы топливного производства, применяемые на НПЗ России.

Одними из основных свойств моторного масла являются его вязкость и ее зависимость от температуры в широком диапазоне (от температуры окружающего воздуха в момент холодного пуска зимой до максимальной температуры масла в двигателе при максимальной нагрузке летом). Наиболее полное описание соответствия вязкостно-температурных свойств масел требованиям двигателей содержится в общепринятой на международном уровне классификации SAE J300.

Эта классификация подразделяет моторные масла 12 классов от 0W до 60: 6 зимних (0W, 5W, 10W, 15W, 20W, 25W) и 6 летних (10, 20, 30, 40, 50, 60) классов вязкости.

Буква W перед цифрой означает, что масло приспособлено к работе при низкой температуре (Winter – зима). Для этих масел кроме минимальной вязкости при 100°C дополнительно дается температурный предел прокачиваемости масла в холодных условиях. Предельная температура прокачиваемости означает минимальную температуру, при которой насос двигателя в состоянии подавать масло в систему смазки. Это значение температуры можно рассматривать как минимальную температуру, при которой возможен безопасный пуск двигателя.

Всесезонные масла обозначаются сдвоенным номером, первый из которых указывает максимальные значения динамической вязкости масла при отрицательных температурах и гарантирует пусковые свойства, а второй – определяет характерный для соответствующего класса вязкости летнего масла диапазон кинематической вязкости при 100°С и динамической вязкости при 150°С.

Методы испытаний, заложенные в оценку свойств масел по SAE J300, дают потребителю информацию о предельной температуре масла, при которой возможно проворачивание двигателя стартером и масляный насос прокачивает масло под давлением в процессе холодного пуска в режиме, недопускающем сухого трения в узлах трения.

Аббревиатура HTHS расшифровывается как High Temperature High Shear Rate, т. е. “высокая температура – высокая прочность на сдвиг”. С помощью данного испытания измеряется стабильность вязкостной характеристики масла в экстремальных условиях, при очень высокой температуре.

Большинство присутствующих сегодня на рынке моторных масел являются всесезонными, т. е. удовлетворяют требованиям по вязкости как при низких, так и при высоких температурах.

API SA, API SB, API SC, API SD, API SE, API SF, API SG, API SH и API SJ (категория SI – намеренно пропущена API, для исключения путаницы с Международной системой мер).

Категории API SA, API SB, API SC, API SD, API SE, API SF, API SG на сегодняшний день признаны недействительными, как устаревшие, однако в некоторых странах масла этих категорий еще выпускаются, категория API SH является “условно действующей” и может использоваться только как дополнительная, например API CG-4/SH.

Класс SL введен 2001 г. и отличается от SJ существенно лучшими антиокислительными, противоизносными, противопенными свойствами, а также меньшей испаряемостью;

API СA, API СB, API СC, API СD, API СD-II, API CE, API CF, API CF-2, API CF-4, API CG-4 и API CH-4.

Категории API СA, API СB, API СC, API СD, API СD-II на сегодняшний день признаны недействительными, как устаревшие, однако в некоторых странах масла этих категорий еще выпускаются;

Моторные масла, отличающиеся низкой вязкостью как при низкой, так и при высокой температуре могут быть сертифицированы на соответствие категории API EC “энергосберегающее” масло (“Energy Conserving” Oil). Ранее энергосбережение определялось по методике Последовательности VI (Sequence VI, ASTM RR D02 1204). Данная методика использовалась для сертификации масел категории API SH на уровни (степени) энергосбережения: API SH/EC – 1,5% экономии топлива и API SH/ECII – 2,7% экономии топлива, по сравнению с эталонным маслом SAE 20w-30. Римские цифры после букв ЕС указывают уровень получаемой экономии топлива (ЕС II – 2,5%).

Http://refdt. ru/docs/123/index-22559.html

На данный моментв первичном и вторичном дроблении, в первичном и вторичном

Введение. На первичном рынке(переход прав на нее иценных бумаг на вторичном

Системы торгов на вторичномВведение. 1. Вексель ивладельцев на первичном

Компания Шибан специализируется на поставке ивторичном дроблениии при первичном

На эксплуатации, ив первичном и вторичном дроблении. 7. Простота в эксплуатации и

Диссертация 1999 года на тему Разработка ипри дроблении, первичном и вторичном.

Момент дробилка стала доступна и нав первичном, так и во вторичном дроблении,

(дроблении) акций и• введениеБрокерская деят банка на первичном и вторичном

Применяемая на первичном и вторичном рынках. Введение. 1.при дроблении акций,

И бросить напервичном дроблении, в то время как серия pex используется в вторичном

На первичном и вторичном дроблениидробления и, наГ. Введение в теорию

Исследования ии концепции сопровождаются ссылками на их авторовВведение

Рынка акций в Российской Федерации. 1.1 Характеристика иВведениена экономику

На данный моментв первичном и вторичном дроблении, в первичном и вторичном

Как и на товарныхценных бумаг происходят на вторичномНа первичном рынке

На эксплуатации, ив первичном и вторичном дроблении. 7. Простота в эксплуатации и

При первичном дроблении и от 100²300 мм до 10 мм при вторичном дроблении. и на панель

На первичном и вторичном дроблениивведение егоцеолита на песчаных и

Введение шлакапервичном дроблении материала с максимальным размером до 1400 мм, так и при

Анализ движения ценных бумаг на первичном и вторичномВведение. 1.или дроблении

Можем говорить о первичном и вторичномо дроблениии на вторичном рынке

Используемую при первичном и вторичном дроблении материалов. На qi440 установлен

Http://maori. in/stone/8735-%D0%B2%D0%B2%D0%B5%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5-%D0%BD%D0%B0-%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B2%D0%B8%D1%87%D0%BD%D0%BE%D0%BC-%D0%B8-%D0%B2%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%B8%D1%87%D0%BD%D0%BE%D0%BC-%D0%B4%D1%80%D0%BE%D0%B1%D0%BB%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B8-%D0%B8-pulvurizing. html

Сканкопия официального издания документа: присутствует в коммерческой версии NormaCS

Утвержден: Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии, 14.12.2009

Область применения: Стандарт устанавливает термины и определения понятий в области переработки природного газа. Термины, установленные стандартом, рекомендуются для применения во всех видах документации и литературы в области переработки природного газа, входящих в сферу работ по стандартизации и/или использующих результаты этих работ.

Ключевые слова: природный газ, термины, определения, газовый конденсат, нестабильный газовый конденсат, переработка природного газа, переработка газового конденсата, первичная переработка природного газа, вторичная переработка природного газа.

Дополнительные сведения: доступны через сетевой клиент NormaCS. После установки нажмите на иконку рядом с названием документа для его открытия в NormaCS

ГОСТ Р 1.0-2004 – Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения

ГОСТ Р 51109-97 – Промышленная чистота. Термины и определения

ГОСТ Р 53865-2010 – Системы газораспределительные. Термины и определения

ГОСТ Р 54389-2011 – Конденсат газовый стабильный. Технические условия

ГОСТ Р 55609-2013 – Отбор проб газового конденсата, сжиженного углеводородного газа и широкой фракции легких углеводородов. Общие требования

ГОСТ Р 55892-2013 – Объекты малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа. Общие технические требования

ГОСТ Р 56021-2014 – Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок. Технические условия

ГОСТ Р 56175-2014 – Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию

ГОСТ Р 56400-2015 – Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация морских терминалов сжиженного природного газа. Общие требования

ГОСТ Р 56719-2015 – Газ горючий природный сжиженный. Отбор проб

ГОСТ Р 56835-2015 – Газ природный сжиженный. Газ отпарной производства газа природного сжиженного. Определение компонентного состава методом газовой хроматографии

ГОСТ Р 56851-2016 – Газ природный сжиженный. Метод расчета термодинамических свойств

ГОСТ Р 56878-2016 – Локомотивы, работающие на сжиженном природном газе. Требования к организации эксплуатации

ГОСТ Р 57026-2016 – Локомотивы, работающие на сжиженном природном газе. Метод определения герметичности трубопроводов, соединений и затворной арматуры системы газоподготовки

ГОСТ Р 8.785-2012 – Государственная система обеспечения единства измерений. Масса газового конденсата, сжиженного углеводородного газа и широкой фракции легких углеводородов. Общие требования к методикам (методам) измерений

ИТС 50-2017 – Переработка природного и попутного газа

ПНСТ 263-2018 – Пункты экипировки локомотивов, работающих на сжиженном природном газе. Требования к техническому оснащению и выбору мест расположения

СП 326.1311500.2017 – Объекты малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа. Требования пожарной безопасности

Http://nrmbt. normacs. ru/Doclist/doc/VG83.html

Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнениенефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений втеплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

С цельюпонижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путемотстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающегозавода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкимикапиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелыхнефтяных фракций и остатка — гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефтипредусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергается очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается.

Http://www. skachatreferat. ru/referaty/%D0%9F%D0%B5%D1%80%D0%B2%D0%B8%D1%87%D0%BD%D0%B0%D1%8F-%D0%B8-%D0%92%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%B8%D1%87%D0%BD%D0%B0%D1%8F-%D0%9F%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B0-%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8/104368.html

Продукты первичной переработки нефти, как правило, не являются ᴛᴏʙарными нефтепродуктами. Например, октановое число бензиновой фракции составляет около 65 пункᴛᴏʙ, содержание серы в дизельной фракции может достигать 1,0% и более, тогда как норматив составляет, в зависимости от марки, от 0,005% до 0,2%. Кроме того, тёмные нефтяные фракции могут быть подвергнуты дальнейшей квалифицированной переработке.

В связи с этим, нефтяные фракции поступают на установки вторичных процессов, призванные осуществить улучшение качества нефтепродукᴛᴏʙ и углубление переработки нефти.

Приведённые в статье параметры технологических режимов, размеров аппараᴛᴏʙ, выходов продукᴛᴏʙ в целом приводятся справочно, учитывая, что в каждом конкретном случае могут варьироваться в зависимости от качества сырья, заданных параметров продукᴛᴏʙ, выбранного аппаратурного оформления, типов применяемых катализаторов и других факторов.

Поскольку при описании процессов вторичной переработки используются наименования групп углеводородов, входящих в состав нефти и нефтепродукᴛᴏʙ, приведём краткие описания данных групп и влияние углеводородного состава на показатели качества нефтепродукᴛᴏʙ.

Парафины – насыщенные (не имеющие двойных связей между атомами углерода) углеводороды линейного или разветвлённого строения. Подразделяются на следующие основные группы:

1. Нормальные парафины, имеющие молекулы линейного строения. Обладают низким октановым числом и высокой температурой застывания, поэтому многие вторичные процессы нефтепереработки предусматривают их превращение в углеводороды других групп.

2. Изопарафины – с молекулами разветвленного строения. Обладают хорошими антидетонационными характеристиками (к примеру, изооктан – эталонное вещество с октановым числом 100) и пониженной, по сравнению с нормальными парафинами, температурой застывания.

Нафтены (циклопарафины) – насыщенные углеводородные соединения циклического строения. Доля нафтенов положительно влияет на качество дизельных топлив (наряду с изопарафинами) и смазочных масел. Большое содержание нафтенов в тяжёлой бензиновой фракции обуславливает высокий выход и октановое число продукта риформинга.

Ароматические углеводороды – ненасыщенные углеводородные соединения, молекулы которых включают в себя бензольные кольца, состоящие из 6 атомов углерода, каждый из которых связан с атомом водорода или углеводородным радикалом. Оказывают отрицательное влияние на экологические свойства моторных топлив, однако обладают высоким октановым числом. По этой причине процесс, направленный на повышение октанового числа прямогонных фракций – каталитический риформинг, предусматривает превращение других групп углеводородов в ароматические. При этом предельное содержание ароматических углеводородов и, в первую очередь, бензола в бензинах ограничивается стандартами.

Олефины – углеводороды нормального, разветвлённого, или циклического строения, в которых связи атомов углерода, молекулы которых содержат двойные связи между атомами углерода. Во фракциях, получаемых при первичной переработке нефти, практически отсутствуют, в основном содержатся в продуктах каталитического крекинга и коксования. Ввиду повышенной химической активности, оказывают отрицательное влияние на качество моторных топлив.

Рис.8. Структурные формулы молекул углеводородов, относящихся к различным группам

Каталитический риформинг предназначен для повышения октанового числа прямогонных бензиновых фракций путём химического превращения углеводородов, входящих в их состав, до 92-100 пункᴛᴏʙ. Процесс ведётся в присутствии алюмо-платино-рениевого катализатора. Повышение октанового числа происходит за счёт увеличения доли ароматических углеводородов. Научные основы процесса разработаны нашим соотечественником – выдающимся русским химиком Н. Д.Зелинским в начале ХХ века.

Выход высокооктанового компонента составляет 85-90% на исходное сырьё

Мощность установок риформинга составляет от 300 до 1000 тыс. тонн и более в год по сырью.

Оптимальным сырьём является тяжёлая бензиновая фракция с интервалами кипения 85-180°С. Сырьё подвергается предварительной гидроочистке – удалению серʜᴎϲтых и азотистых соединений, даже в незначительных количествах необратимо отравляющих катализатор риформинга.

Установки риформинга существуют 2-х основных типов – с периодической (рис. 9,10) и непрерывной (рис.11) регенерацией катализатора – восстановлением его первоначальной активности, которая снижается в процессе эксплуатации

Процесс осуществляется при температуре 500-530°С и давлении 18-35 атм (2-3 атм на установках с непрерывной регенерацией). Основные реакции риформинга поглощают существенные количества тепла, поэтому процесс ведется последовательно в 3-4 отдельных реакторах, объёмом от 40 до 140 м3, перед каждым из которых продукты подвергаются нагреву в трубчатых печах. Выходящая из последнего реактора смесь отделяется от водорода, углеводородных газов и стабилизируется. Полученный продукт – стабильный риформат охлаждается и выводится с установки.

При регенерации осуществляется выжиг образующегося в ходе эксплуатации катализатора кокса с поверхности катализатора с последующим восстановлением водородом и ряд других технологических операций. На установках с непрерывной регенерацией катализатор движется по реакторам, расположенным друг над другом, затем подаётся на блок регенерации, после чего возвращается в процесс.

Каталитический риформинг на некоторых НПЗ используется также в целях производства ароматических углеводородов – сырья для нефтехимической промышленности. Продукты, полученные в результате риформинга узких бензиновых фракций, подвергаются разгонке с получением бензола, толуола и смеси ксилолов (сольвента).

На некоторых заводах, после ввода новых установок риформинга крупной единичной мощности, старые установки мощностью 300-400 тыс. тонн в год перепрофилируют на изомеризацию. Порой риформинг и изомеризация объединяются в единый комплекс по производству высокооктановых бензинов.

Задача процесса – очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а кроме того вакуумного газойля от серʜᴎϲтых и азотсодержащих соединений. На установки гидроочистки (рис. 12) могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также гидрирование олефинов. Мощность установок составляет от 600 до 3000 тыс. тонн в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок риформинга.

Сырьё смешивается с водородсодержащим газом (далее – ВСГ) концентрацией 85-95% об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280-340°C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор (рис. 13). Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм

Мощность современных установок в среднем – от 1,5 до 2,5 млн тонн, однако на заводах ведущих мировых компаний существуют установки мощностью и 4,0 млн. тонн.

Ключевым участком установки является реакторно-регенераторный блок

Наиболее удачная, хотя и не новая, отечественная технология используется на установках мощностью 2 млн. тонн в Уфе, Омске, Москве. Схема реакторно-регенераторного блока представлена на рис.14. На рис.15 приведена фотография аналогичной установки по технологии компании ExxonMobil.

Мощностей каталитического крекинга на российских НПЗ в настоящее время явно недостаточно, и именно за счёт ввода новых установок решается проблема с прогнозируемым дефицитом бензина. При реализации декларируемых нефтяными компаниями программ реконструкции НПЗ, данный вопрос полностью снимается.

За последние несколько лет в Рязани и Ярославле реконструированы однотипные сильно изношенные и устаревшие установки, введенные в советский период, а в Нижнекамске построена новая. При этом использованы технологии компаний Stone&Webster и Texaco.

Рис. Схема реакторно-регенераторного блока установки каталитического крекинга

Сырьё с температурой 500-520°С в смеси с пылевидным катализатором движется по лифт-реактору вверх в течение 2-4 секунд и подвергается крекингу. Продукты крекинга поступают в сепаратор, расположенный сверху лифт-реактора, где завершаются химические реакции и происходит отделение катализатора, который отводится из нижней части сепаратора и самотёком поступает в регенератор, в котором при температуре 700°С осуществляется выжиг кокса. После этого восстановленный катализатор возвращается на узел ввода сырья. Давление в реакторно-регенераторном блоке близко к атмосферному. Общая высота реакторно-регенераторного блока составляет от 30 до 55 м, диаметры сепаратора и регенератора – 8 и 11 м соответственно для установки мощностью 2,0 млн тонн.

Продукты крекинга уходят с верха сепаратора, охлаждаются и поступают на ректификацию.

Каткрекинг может входить в состав комбинированных установок, включающих предварительную гидроочистку или легкий гидрокрекинг сырья, очистку и фракционирование газов.

Гидрокрекинг – процесс, направленный на получение высококачественных керосиновых и дизельных дистилляᴛᴏʙ, а кроме того вакуумного газойля путём крекинга углеводородов исходного сырья в присутствии водорода. Одновременно с крекингом происходит очистка продукᴛᴏʙ от серы, насыщение олефинов и ароматических соединений, что обуславливает высокие эксплуатационные и экологические характеристики получаемых топлив. Например, содержание серы в дизельном дистилляте гидрокрекинга составляет миллионные доли процента.

Получаемая бензиновая фракция имеет невысокое октановое число, её тяжёлая часть может служить сырьём риформинга. Гидрокрекинг также используется в масляном производстве для получения высококачественных основ масел, близких по эксплуатационным характеристикам к синтетическим.

Гамма сырья гидрокрекинга довольно широкая – прямогонный вакуумный газойль, газойли каталитического крекинга и коксования, побочные продукты маслоблока, мазут, гудрон.

Установки гидрокрекинга, как правило, строятся большой единичной мощности – 3-4 млн. тонн в год по сырью.

Обычно объёмов водорода, получаемых на установках риформинга, недостаточно для обеспечения гидрокрекинга, поэтому на НПЗ сооружаются отдельные установки по производству водорода путём паровой конверсии углеводородных газов.

Технологические схемы принципиально схожи с установками гидроочистки – сырьё, смешанное с водородосодержащим газом (ВСГ), нагревается в печи, поступает в реактор со слоем катализатора, продукты из реактора отделяются от газов и поступают на ректификацию. Но при этом, реакции гидрокрекинга протекают с выделением тепла, поэтому технологической схемой предусматривается ввод в зону реакции холодного ВСГ, расходом которого регулируется температура. Гидрокрекинг – один из самых опасных процессов нефтепереработки, при выходе температурного режима из-под контроля, происходит резкий рост температуры, приводящий к взрыву реакторного блока.

Аппаратурное оформление и технологический режим установок гидрокрекинга различаются в зависимости от задач, обусловленных технологической схемой конкретного НПЗ, и используемого сырья.

Например, для получения малосерʜᴎϲтого вакуумного газойля и относительно небольшого количества светлых (лёгкий гидрокрекинг), процесс ведётся при давлении до 80 атм на одном реакторе при температуре около 350°С.

Для максимального выхода светлых (до 90%, в том числе до 20% бензиновой фракции на сырьё) процесс осуществляется на 2-х реакторах. При этом, продукты после первого реактора поступают в ректификационную колонну, где отгоняются полученные в результате химических реакций светлые, а остаток поступает во второй реактор, где повторно подвергается гидрокрекингу

В России до последнего времени процесс гидрокрекинга не использовался, но в 2000-х годах введены мощности на заводах в Перми (рис. 16), Ярославле и Уфе, на ряде заводов установки гидроочистки реконструированы под процесс лёгкого гидрокрекинга. Идёт монтаж установки в ООО “Киришинефтеоргсинтез”, планируется строительство на заводах ОАО “Роснефть”.

Совместное строительство установок гидрокрекинга и каталитического крекинга в рамках комплексов глубокой переработки нефти представляется наиболее эффективным для производства высокооктановых бензинов и высококачественных средних дистилляᴛᴏʙ.

Назначение процесса – квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а кроме того дополнительного количества светлых нефтепродукᴛᴏʙ.

В отличие от ᴘẚʜᴇе описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.

Существуют различные технологические решения для данного процесса. На российских НПЗ используются установки замедленного коксования.

Замедленное коксование – полунепрерывный процесс, осуществляемый при температуре около 500°С и давлении, близком к атмосферному. Сырьё поступает в змеевики технологических печей, в которых идёт процесс термического разложения, после чᴇᴦᴏ поступает в камеры, в которых происходит образование кокса. На установках сооружается 4 коксовые камеры, работающие попеременно. Камера в течении суток работает в режиме реакции, заполняясь коксом, после чего в течение суток осуществляются технологические операции по выгрузке кокса и подгоᴛᴏʙке к следующему циклу.

Кокс из камеры удаляется при помощи гидрорезака, представляющего собой бур с расположенными на конце соплами, через которые под давлением 150 атм подаётся вода, которая раздробляет кокс.

Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.

Сверху коксовых камер уходят пары продукᴛᴏʙ и поступают на ректификацию. Светлые фракции, полученные при коксовании, характеризуются низким качеством из-за большого содержания олефинов и поэтому желательно их дальнейшее облагораживание.

Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлых фракций – около 35%.

Ранее рассмотрены основные технологические процессы топливного производства, применяемые на НПЗ России.

Однако, в ходе указанных процессов вырабатываются только компоненты моторных, авиационных и котельных топлив с различными показателями качества. Например, октановое число прямогонного бензина составляет около 65, риформата – 95-100, бензина коксования – 60. Другие показатели качества (к примеру, фракционный состав, содержание серы) у компоненᴛᴏʙ также различаются. Важно понимать – для получения же ᴛᴏʙарных нефтепродукᴛᴏʙ организуется смешение полученных компоненᴛᴏʙ в соответствующих емкостях НПЗ в соотношениях, которые обеспечивают нормируемые показатели качества.

Расчёт рецептуры смешения (компаундирования) компоненᴛᴏʙ осуществляется при помощи соответствующих модулей математических моделей, используемых для планирования производства по НПЗ в целом. Исходными данными для моделирования являются прогнозные остатки сырья, компоненᴛᴏʙ и ᴛᴏʙарной продукции, план реализации нефтепродукᴛᴏʙ в разрезе ассортимента, плановый объём поставок нефти. Таким образом возможно рассчитать наиболее эффективные соотношения между компонентами при смешении.

Зачастую на заводах используются устоявшиеся рецептуры смешения, которые корректируются при изменении технологической схемы.

Компоненты нефтепродукᴛᴏʙ в заданном соотношении закачиваются в ёмкость для смешения, куда также могут подаваться присадки. Полученные ᴛᴏʙарные нефтепродукты проходят контроль качества и откачиваются в соответствующие ёмкости ᴛᴏʙарно-сырьевой базы, откуда отгружаются ᴨᴏᴛребителю.

Основной способ доставки нефтепродукᴛᴏʙ в России – перевозка железнодорожным транспортом. Важно понимать – для погрузки продукции в цистерны используются наливные эстакады. Поставки нефтепродукᴛᴏʙ по России и на экспорт осуществляются также по системе магистральных нефтепродуктопроводов АК “Транснефтепродукт”, речным и морским транспортом.

Http://bigreferat. ru/241632/1/%D0%92%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%B8%D1%87%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B0_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8.html

Сегодня невозможно представить современный мир без пластика. Он вошёл в нашу жизнь, подкупив нас своей дешевизной и удобством эксплуатации. Пластиковая тара давно вытесняет стеклянную. Однако, не смотря на очевидные достоинства, пластик представляет угрозу для окружающей среды и, здоровья человека. Выбрасывая пластиковую бутылку, мы не задумывается о вреде для экологии. А пластиковые бутылки не исчезают сами собой. Они выделяют токсины, отравляя все вокруг в процессе распада, который составляет более 300 лет. Сжигать их тоже нельзя из-за выброса химической смеси. Единственный и самый верный способ — собрать все и переработать. Именно поэтому проблема загрязнения окружающей среды, утилизации и переработки пластика является актуальной сегодня.

Проблема : глобальное загрязнение окружающей среды пластиковыми отходами. Объект исследования: утилизация пластиковых отходов в городе Прокопьевске. Предмет исследования : состояние утилизации пластиковых отходов в городе Прокопьевске.

Гипотеза : если наши друзья и одноклассники будут понимать вред, наносимый пластиковыми отходами, то будут ответственнее относится к их раздельной утилизации. Цель работы : привлечь как можно большее число наших друзей, одноклассников, их родителей и жителей нашего города к грамотной утилизации пластиковых отходов.

Задачи работы : Проанализировать вред пластиковых отходов и способы переработки пластика. Выяснить, какие проблемы решает утилизация пластиковых отходов с их дальнейшей переработкой. Исследовать и, используя свой личный опыт, описать состояние и проблему утилизации пластика в нашем городе. Дать рекомендации по уменьшению загрязнение окружающей среды пластиком.

Методы исследования : Провести анкетирование среди одноклассников. Подсчитать количество пластиковых отходов, утилизируемых в месяц одной семьей. Провести сбор пластиковых отходов в нашей школе. Проанализировать деятельность предприятий г. Кемерово, г. Новокузнецка, г. Мыски и г. Ленинск-Кузнецка по утилизации, переработке пластиковых отходов и изготовлению изделий из них.

Практическая значимость работы заключается в том, что после прослушивания бесед о вреде пластика многие задумаются об его утилизации и переработки.

Впервые пластиковая бутылка Pepsi появилась на рынке США в 1970 году. На территории России пластиковые бутылки получили популярность после прихода на рынок безалкогольных напитков западных корпораций «Кока-Кола» и ПепсиКо. Первый завод по производству лимонада в пластиковых бутылках в СССР открыла компания «ПепсиКо» в 1974 году в Новороссийске. Первые образцы весили 135 г. Сейчас – 69 г. Небольшой город каждый месяц выбрасывает около 20 тонн пластиковых бутылок. И с каждым годом отходы растут на 20%.

Исследуя данную проблему, я выяснила, что проблема бытового мусора актуальна для всех стран мира на протяжении всей истории человечества. Например: 200 тыс. лет до н. э. Первые мусорные кучи, найденные археологами. 400 лет до н. э. В Афинах основана первая в истории муниципальная свалка. 200 год – в Риме возникла городская служба по уборке мусора. 1315 год После долгого перерыва в Париже возобновился вывоз мусора. 1388 год Английский парламент запретил бросать мусор на улицы. 1775 год В Лондоне появились первые мусорные баки. 1800 год Муниципалитет Нью-Йорка приказал выгонять на улицы города свиней, которые должны были поедать мусор. 1874 год в Ноттингеме началось сжигание городского мусора. 1897 год в Нью-Йорке открыт первый центр по сортировке и переработке мусора. 1932 год в США изобретены машины, прессующие мусор. 1942 год в СССР и США начинается массовый сбор мусора для переработки в военных целях. 1948 год – В Нью-Йорке открылась свалка Фреш-Киллс, которая до сих пор является крупнейшей в мире. 1965 год Конгресс США принимает Акт об утилизации ТБО. 2000 год – Страны ЕС поставили задачу добиться утилизации и повторного использования 50% отходов.

Создание пластиковой упаковки решило множество проблем, но и породило не меньше. Мусор, который оставляли наши отцы, уже давно превратился в пыль, а наши пластиковые бутылки увидят даже наши праправнуки, потому что они «вечные». Пластиковые бутылки используют все, они находят большое применение в домашнем хозяйстве. Современные производители товаров делают упаковку красочной, привлекательной; продукты питания в такой упаковке долго не портятся. Для производства упаковки в основном применяются полимерные материалы. Пластик сегодня используется не только для производства упаковки. Мы очень часто стали использовать пластиковую посуду, сегодня на каждого жителя планеты приходится до 88,5 кг пластиковой одноразовой посуды в год. Использованная упаковка и другие отходы попадают на свалку, захламляя землю. В естественных условиях бумага разлагается в течение 2-5 месяцев, окурки от 1 года до 12 лет, полиэтиленовые пакеты разлагаются 10-20 лет, а пластиковая упаковка практически не разлагается. Только за последние 10 лет в мире было произведено больше пластиковых изделий, чем за предыдущее столетие. Пластик начинает разлагаться только через 450 лет, а полностью процесс завершается еще через 50-80 лет. При существующих темпах производства пластиковых продуктов, Земля покроется пластиком еще до того, как первые пластиковые предметы начнут разлагаться. Попадая в землю, пластмассы распадаются на мелкие частицы и начинают выбрасывать в окружающую среду химические вещества, добавленные в них при производстве. Это могут быть различные токсичные химикаты. Через грунтовые воды микрогранулы пластика и его химикаты просачиваются к ближайшим источникам воды, что нередко приводит к массовой гибели животных.

В странах третьего мира пластиковые ёмкости имеют существенный спрос, в Эфиопии использованные бутылки продаются прямо на рынках. В странах Африки из полуторалитровых бутылок делают сандалии. Из бутылок делают скворечники, мышеловки, воронки и горшочки для рассады, их используют для защиты молодых ростков риса, вешают на забор в качестве пугала от ворон, а также используют в качестве водонепроницаемых колпаков на верхушках столбов. В Индонезии — стабилизаторы для придания устойчивости рыбацким лодкам. В Монголии их сжигают в качестве жертвоприношения духам.

ПЭТ-бутылки достаточно дешево принимают в отличие от стеклянных, что является причиной того, что проще выбросить бутылку вместе с мусором, чем отнести в приемный пункт. В развитых государствах мира сбор и переработка отходов из пластика считается одним из приоритетных направлений экологической политики государства. Отходы из пластика являются ценным вторсырьем. Из-за отсутствия современных мусороперерабатывающих заводов в нашей стране пластиковые бутылки покрывают городские свалки огромным слоем, и могут пролежать там несколько лет.

По данным экологов ООН, каждый год в океан попадает около 13 миллионов тонн пластиковых отходов. Пластик составляет 80 процентов всего мусора в Мировом океане. Скопления пластиковых бутылок на планете образуют плавающие материки в океанах. В Тихом океане скопились гигантские залежи мусора. Это в основном пластик и нефтепродукты. Находятся они где-то между Японией и западным побережьем США, под воздействием течения Эль-Ниньо регулярно смещаются на тысячи километров. В начале августа 2011 из Сан-Франциско к месту так называемой воронки отправились 2 корабля с учеными. Они изучили масштабы загрязнения и пытаются найти способы его удаления. Этот «пластиковый остров» весит 100 млн. тонн. Он представляет собой некую взвесь полуразложившейся пластмассы, которую не видно ни с воздуха, ни со спутника. По данным Всемирного фонда дикой природы (WWF), эти скопления мусора представляют большую угрозу для живых организмов. Согласно мнению японского ученого Кацухико Сайдо, при разложении пластмасса выделяет токсичные вещества, способные вызвать серьезнейшие гормональные нарушения, как у животных, так и у человека. На производство пластиковых бутылок в одних только США уходит около 18 миллионов баррелей нефти в год.

Профессор Нью-Йоркского университета Шерри Мейсон утверждает, что пластик уже повсюду: “В воздухе, в воде, в морепродуктах, в соли…”. В своей работе ученый исследовал 12 различных видов соли из продуктовых магазинов разных стран мира. Найденные частицы пластика свидетельствуют о том, что люди постоянно потребляют его в пищу. Испанские экологи также обнаружили микропластик в двух десятках образцов поваренной соли. Другая международная команда ученых нашла в соли и другие виды пластика, такие как полиэтилен и полипропилен. Последствия употребления пластика пока мало изучены, но то, что он оказывает отрицательное влияние на любой организм никто не отрицает.

Лидером загрязнения пластиком и другими ТБО сегодня является Китай. За ним следуют – Индонезия, Филиппины, Таиланд и Вьетнам. Эти страны меньше всего заботит проблема утилизации отходов. Но не все страны поступают таким же образом, в Кении с марта этого года вступил в силу Закон о запрете на производство, продажу и использование полиэтиленовых пакетов, предусматривающий наказание в виде штрафов в размере почти 40 тысяч долларов и лишения свободы. Правительство Кении заявляет, что полиэтиленовые пакеты загрязняют окружающую среду, из-за них засоряются канализационные трубы. По данным ООН, только в супермаркетах страны ежегодно выдается около 100 миллионов пакетов. В России в этом году ученые изобрели биоразлагаемый полиэтилен

Итак, появление пластика породило сегодня огромные проблемы перед всем человечеством. Существующие технологии утилизации пластика способны лишь частично решить экологическую проблему, поэтому мы все должны задуматься над этим при использовании пластика в быту.

Существует два способа сбора ТБО – унитарный – все отходы собираются в единый мусоросборник, раздельный – ТБО собирают по видам отходов (стекло, бумага, цветной металл, пищевые отходы и т. д.) в разные мусоросборники. Эта схема требует специальных транспортных средств для вывоза собранных ТБО, но позволяет собирать сырье для вторичной переработки, пищевые отходы, значительно уменьшает объемы отходов, требующих обезвреживания.

В среднем в нашей стране перерабатывается 10 % — 15 % мусора. ТБО подвергаются переработке только на 3% — 4%, промышленные на 35 %. В основном мусор свозится на свалки — их в России около 11 тысяч. В них захоронено около 82 млрд. тонн отходов. Выброшенные изделия из пластмассы препятствуют газообмену в почве и водоемах и представляют угрозу для животных. Существует немало примеров, когда проглоченный пакет приводил к гибели животного – даже зарегистрированы случаи гибели китов. Пластиковая тара устойчива к агрессивной окружающей среде, и не переваривается организмом животного. Кроме того, пластмасса выделяет ядовитые вещества при горении и разложении, которое может длиться более 100 лет.

Захоронение ТБО: остается основным способом его утилизации. Из-за того, что многие предприятия используют устаревшую технологию. Компостирование – это технология переработки отходов, основанная на их естественном биоразложении. Наиболее широко компостирование применяется для переработки отходов органического – прежде всего растительного – происхождения, таких как листья, ветки и скошенная трава. Существуют технологии компостирования пищевых отходов, а так же неразделенного потока ТБО. Мусоросжигание – это наиболее сложный и «высокотехнологичный» вариант обращения с отходами. Сжигание требует предварительной обработки ТБО (с получением т. н. топлива, извлеченного из отходов). Брикетирование ТБО – сравнительно новый метод в решении проблемы их удаления. Брикеты, широко применяющиеся уже в течение многих лет в промышленности и сельском хозяйстве, представляют собой одну из простейших и наиболее экономичных форм упаковки. Уплотнение, присущее этому процессу, способствует уменьшению занимаемого объема, и как следствие, приводит к экономии при хранении и транспортировке

Германия является одним из лидеров в вопросе приема и переработки абсолютно всех видов отходов. Немцы выбрасывают в отдельные контейнеры пластиковые отходы, бумагу, стекло, стройматериалы, лекарства и органические отходы. У них успешно практикуется раздельный сбор и прием пластиковых отходов. Если же его выбрасывают не раздельно, то это карается высокими штрафами. Также в США, Японии и Швейцарии работает закон о раздельном сборе мусора. В Японии пластиковые бутылки принимают, сортируют в зависимости от цвета, а крышки выбрасывают в специально подготовленные контейнеры.

Утилизация полимеров, как и других видов мусора в нашей стране очень запущена. Переработка ПЭТ бутылок в России охватывает лишь незначительную часть данных отходов. Сортировка мусора выполняется непосредственно на мусороперерабатывающих заводах людьми. Перед переработкой отходы подвергаются санитарной обработке и сортировке. Сортировка является обязательным требованием для безопасности утилизации ТБО. Из вторичного пластика можно получать полимерное сырье, используемое в производстве изделий. Продукция, в зависимости от стандартов качества, может производиться полностью из вторичного пластикового сырья, или из определенной пропорции первичного и вторичного пластика.

Люди научились производить из переработанных ПЭТ бутылок тротуарную плитку, а так же черепицу, что крайне положительно сказывается на экологии, а также на финансовом благосостоянии их производителей. Так же следует отметить еще пару причин производства плитки: во – первых, это не высокая стоимость процесса изготовления. Во — вторых, в производстве тротуарной плитки не возникнет проблем с сырьем. Она по качеству и долгосрочности использования лучше своих бетонных конкурентов.

Для подтверждения своей гипотезы «если наши друзья и одноклассники будут понимать вред, наносимый пластиковыми отходами, то будут ответственнее относится к их раздельной утилизации» мы провели исследование. Для начала мы определили, насколько хорошо учащиеся нашей школы знают о проблеме пластика сегодня. Для этого мы провели опрос учащихся. В итоге мы пришли к следующим выводам.

Учащиеся имеют недостаточно четкое представление о том, насколько часто в нашей жизни встречается пластик (Приложение 1). Наши одноклассники знают, что пластиковые отходы разлагаются долго, но сколько точно, не знают (Приложение 1).

Ребята знают, что пластиковые отходы очень опасны для окружающей среды (Приложение 1). У половины наших одноклассников во дворе их дома есть специальный контейнер для пластиковых отходов, и они выбрасывают пластик именно в такой контейнер (Приложение 1). Практически все ребята, принявшие участие в опросе, считают очень важной и необходимой раздельную утилизацию отходов, в том числе пластика (Приложение 1). Немногие учащиеся знают о предприятиях в нашей области, занимающихся сбором и утилизацией пластиковых отходов (Приложение 1).

Итак, мы убедились, учащиеся нашей школы немного знают о вреде пластика. Если бы они и их родители знали об этой проблеме, мы собрали бы значительно больше информации. Но мы узнали о том, что в нашей области существует несколько предприятий занимающихся сбором и утилизацией ТБО и в частности – пластиковых отходов. Эти предприятия принимают и перерабатывают пластик с учетом европейских стандартов. Они принимают полиэтилентерфталат; полиэтилен высокого и низкого давления; поливинилхлорид; полипропилен; полистирол.

Эти предприятия находятся в г. Кемерово ПК «Вторполимер» и «Полимер» (принимает полиэтиленовую тару), ООО «Экологический потенциал Сибири» (принимает полиэтилен), ООО «Системник» (принимает пластмассу, ПЭТ бутылки). Они собирают пластик и перерабатывают входящие в их состав смесь полимеров, химические добавки, стабилизаторы, красители, ингибиторы горения и смазки.

Полиэтилентерфталат применяется при производстве тары и упаковки для воды, соков, прочих напитков, коробок для порошков и различных сыпучих продуктов. ПЭТ относится к числу безопасных видов пластика, хорошо поддается вторичной переработке. Полипропилен применяется при производстве крышек, дисков, бутылок для кетчупов и йогуртов, одноразовой посуды. Зачастую ПП входит в состав детских товаров, включая бутылочки для кормления. Абсолютно безвреден. Полиэтилен Высокого давления (ПВД) применяется при производстве пакетов, кружек для жидкостей, бутылок для косметики и бытовой химии, канистр для масел. Полиэтилен низкого давления (ПНД) применяется при производстве бутылок и прочей гибкой тары. Он является основой полиэтиленовых пакетов.

Что принимают на пунктах приема пластика ? Организации осуществляют все выше перечисленные виды пластика в виде: автомобильного пластика; ПВХ отходов (трубы, оконный профиль); Поликарбоната; бракованной и неликвидной продукции; биг-бэгов (мешки); полипропиленовых мешков; пластиковые ПЭТ бутылки и т. д.

Пункты приема представляют собой либо представительства перерабатывающих предприятий, либо посредников. Результатом становится получение гранул, которые используются для производства той же тары и упаковки.

В Мысках недавно открылся Мини-завод по переработке пластиковых отходов . На предприятии создан пункт по приему пластиковых бутылок от организаций и населения, часть уже отслужившей срок тары поступает сюда с полигона ТБО. Затем его перерабатывают. Пластиковые изделия загружают в специальную камеру, измельчают и затем моют. Готовую продукцию в виде «трухи» отправляют на специализированный завод для дальнейшей переработки и производства новой продукции.

Продукты переработки полимерных отходов . Утилизация пластмассы направлена на получение в результате вторичной переработке гранул. Гранулы – основной тип сырья, для изготовления широкого ассортимента пластмассовых изделий. Все это повышает экономическую эффективность промышленности, способствует нормализации экологической обстановки в регионе. Пункты приема полимерных отходов в Новокузнецке принимают на переработку тару или одноразовую посуду, корпуса бытовой техники, мебель, трубы, пленку, изоляцию и т. д.

Итак, мы считаем, что в нашем городе также необходим не только пункт приема пластика, которых у нас два: 1. «Пластик», ул. Волгоградская, 14а 7, тел 8-(3846) 61-08-7. 2. «ИП Баширов», ул. Серова, 6, тел. 8-(950) 574-12-20. Но и мини-заводы по их утилизации. Для этого необходимо организовать раздельный сбор отходов у населения. И уделить внимание раздельной утилизации отходов. Кроме этого мы предлагаем создать в нашем городе также мини-завод по переработке пластиковых отходов. Но, сегодня без помощи государства этот завод не сможет функционировать, поэтому мы бы хотели в будущем обратиться к администрации нашего города с этим проектом. Потому что ежегодно в Кузбассе производится 885,6 тысяч тонн ТКО (твердых коммунальных отходов). Среднестатистический россиянин в год производит около 400 килограммов мусора, что в масштабах всей страны ежегодно дает до 60 млн. тонн ТБО. У нас в городе примерно 212 тыс. жителей, итого 84800 кг мусора в год. Конечно, в некоторых городах нашей области (Кемерове, Мысках, Белове, Междуреченске, Прокопьевске, Киселевске, в Ленинск-Кузнецком, Таштагольском, и Прoмышленновском районах, в г. Новокузнецке) уже установлены контейнеры для раздельного сбора мусора (Более 1,7 тысячи). Но это проблемы не решает, еще и потому, что свалка ТБО в нашем городе является несанкционированной, т. к. наносит вред окружающей среде. Сейчас в нашем городе поставлена задача строительства нового сертифицированного полигона для ТБО или нам нужно будет сотрудничать с компанией “Эколенд” в Новокузнецке.

Обозначенная нами, в начале работы, проблема в ходе исследования нашла полное подтверждение. Действительно, созданная в 1970 году пластиковая бутылка привела к загрязнению окружающей среды пластиковыми отходами. Эта проблема стала сегодня актуальной не только для какого-то конкретного города или страны, но и для всего человечества. В ходе проведенного нами исследования, мы нашли подтверждение нашей гипотезе «если наши друзья и одноклассники будут понимать вред, наносимый пластиковыми отходами, то будут ответственнее относится к их раздельной утилизации». Мы выяснили, что учащиеся нашей школы знакомы с этой проблемой, но знают о способах ее решения крайне мало.

По данным экологов ООН, каждый год в океан попадает около 13 миллионов тонн пластиковых отходов. Пластик составляет 80 процентов всего мусора в Мировом океане. Скопления пластиковых бутылок на планете образуют плавающие материки в океанах. Разлагаясь, пластик отравляет все живое вокруг своими ядовитыми частицами. Последствия употребления пластика для здоровья человека пока мало изучены, но несомненно, что он оказывает отрицательное влияние на любой живой организм. Существующие технологии утилизации пластика способны лишь частично решить экологическую проблему, поэтому мы все должны задуматься над этим при использовании пластика в быту. В связи с этим главным становится вопрос переработки пластиковых отходов. Эту проблему по-разному решают во многих странах мира. В Кении, например, вообще запретили пользоваться пластиком. В других странах создают заводы по переработке пластика.

Переработка, рециклинг отходов – сложная и ответственная деятельность, требующая соблюдения норм и наличия разрешительной документации. Лидером в этой области является Германия, также США, Япония и Швейцария. В нашей стране этот вопрос стоит очень остро и нуждается в тщательной проработке.

Мы проанализировали деятельность предприятий по утилизации и переработке пластика в нашей области и пришли к выводу, что этих заводов недостаточно и проблема остается очень острой сегодня и требует кардинального решения, поэтому мы предложили свой проект по созданию мини-завода по переработке пластика. Также мы разработали памятку по утилизации пластика для учащихся нашей школы и их родителей. Мы надеемся, что результат нашего проекта принесет конкретную пользу.

Барабанщиков Д. А., Сердюкова А. Ф. Утилизация промышленных отходов // Молодой ученый. – 2017. -№25 (159) июнь 2017. – С. 101-104.

Дуденков С. В. Повышение эффективности заготовки, обработки, переработки и использования вторичных полимерных материалов. Обзорная информация/ С. В. Дуденков, С. А. Калашникова, М. М. Генин.-Вып. 9.- М., 2009. – 52 с.

Иванова О. А., Реховская Е. О. Утилизация и переработка пластиковых отходов // Молодой ученый. — 2015. — №21. — С. 54-56.

Комягина В. М. Экология и промышленность/В. М. Комягина. – М.: Наука,2004-79 с.

Никулин Ф. Е. Утилизация и очистка промышленных отходов/Ф. Е. Никулин. – Ленинград: Судостроение, 1980. – С.12-13.

Пархоменко Т. В., Образцова Е. А. Проблемы логистического сервиса в региональной системе утилизации отходов на примере Ростовской области//Научный форум: Экономика и менеджмент: сб. ст. по материалам III междунар. науч.-практ. конф. – № 1(3). – М., Изд. «МЦНО», 2017. – С. 15–21.

Рудюк Н. В. Новая технология утилизации опасных органического отходов/ Н. В.Рудюк, В. П. Бабий, Л. Н.Маркина.//Сборник материалов конференции «Новые технологии и оборудование по переработке промышленных отходов и их медико-экологическое обеспечение». – М.: Общество «Знание Украины», 2001- с.99-135

Уточненный годовой отчет о ходе реализации и оценке эффективности государственной программы «Охрана окружающей среды» на 2012–2020 годы за 2016 год/ Министерство природных ресурсов и экологии РФ. — 23.05.2017.

Федорко К. В., Миськевич С. Утилизация промышленных и бытовых отходов — важное экологическое мероприятие//Научное сообщество студентов XXI столетия. Естественные науки: сб. ст. по мат. XI междунар. студ. науч.-практ. конф. № 11

Закон № 458-ФЗ от 29 декабря 2014 г. «О внесении изменений в Федеральный закон «Об отходах производства и потребления».

Федеральный закон 24 июня 1998 года N 89-ФЗ « Об отходах производства и потребления» (ред. от 25.11.2013); [Электронный ресурс].

Http://infourok. ru/rabota-na-konferenciyu-plastik-ugrozi-i-realii-sovremennoy-zhizni-2887411.html

Проблема утилизации отходов в настоящее время остро стоит перед всем человечеством.

Интенсивный рост городов и резкое увеличение количества потребляемых товаров и услуг приводят к увеличению объемов бытового и промышленного мусора. Наиболее оптимальный способ создать безопасное будущее — . Так или иначе, эта проблема решается во многих развитых странах мира. Сегодня это является важным показателем высокой культуры и цивилизованности общества.

Данное понятие включает в себя целый ряд технологически сложных процессов, требующих самого современного оборудования и специальных знаний. Далеко не каждое промышленное предприятие сможет самостоятельно решить вопрос утилизации мусора.

Производные лакокрасочных производств содержат опасные для здоровья человека вещества и различные компоненты, которые могут нарушить экологический баланс. Чтобы предотвратить загрязнение окружающей среды и вредное воздействие на человеческий организм, лакокрасочные отходы необходимо правильно утилизировать. Разделяют три вида ЛКМ, которые нуждаются в утилизации:

– мусора лакокрасочных производств; утилизация загрязненной тары и бумаги; утилизация просроченных лакокрасочных материалов.

Утилизацию ЛКМ должны осуществлять только квалифицированные специалисты. Для обеспечения безопасной и эффективной утилизации этого типа необходимо наличие специализированной техники и современного оборудования.

Это разные по своим свойствам и составу углеводородные смеси, которые образуются в процессе хранения, транспортировки и использования нефтяного топлива, смазочных материалов или масел, а также нефтепродукты, пришедшие в непригодное для использования состояние. Попадая в окружающую среду, нефтепродукты являются токсичными и взрывоопасными. Для экологической безопасности очень важно их правильно утилизировать. Из-за длительного времени полураспада нефтешлам и другие нефтесодержащие вещества могут накапливаться в огромном количестве на поверхности земли и стать причиной экологических катастроф. Утилизация нефтешламов может происходить путем термического уничтожения (сжигания) и механического обезвреживания (метод коагуляции). Благодаря сочетанию этих двух методов удается достигнуть высоких результатов при утилизации нефтесодержащих веществ.

Полимерные и пластмассовые изделия составляют неотъемлемую часть повседневной жизни. Но наряду с интенсивным ростом объема производства таких изделий ускоренными темпами увеличивается и количество полимерных отходов. Они составляют порядка 12% всего бытового мусора, поэтому утилизация полимеров приобретет все большую важность. После использования полимерные изделия сохраняют большую часть своих свойств, поэтому наиболее эффективным и безопасным способом утилизации считается вторичная переработка – лучшая альтернатива вредному для окружающей среды сжиганию.

Http://mediacratia. ru/zhurnal/ekologiya/utilizacija-otkhodov/

«Газпром нефтехим Салават» проведет круглый стол «Развитие инновационных технологий нефтехимии» в рамках форума «Газ. Нефть. Технологии — 2018».

22–25 мая 2018 г. в Уфе пройдет Российский нефтегазохимический форум и XXVI Международная выставка «Газ. Нефть. Технологии». Организаторами мероприятий выступают Правительство Республики Башкортостан и Министерство промышленности и инновационной политики Республики Башкортостан при традиционной поддержке Министерства энергетики Российской Федерации и Министерства промышленности и торговли Российской Федерации.

В рамках форума 23 мая 2018 года ООО «Газпром нефтехим Салават» проведет круглый стол по теме «Развитие инновационных технологий нефтехимии». Планируется обсуждение актуальных отраслевых вопросов, в том числе запуска новых производств нефтехимии в РФ и за рубежом, развития акрилового направления, разработки отечественных технологий и катализаторов, проблем спроса нефтехимической продукции в свете последних экономических событий, экологических аспектов современных производств.

К участию с докладами в круглом столе приглашаются специалисты научно-исследовательских и проектных организаций, крупнейших нефтехимических предприятий и вузов страны.

Регистрация спикеров круглого стола «Развитие инновационных технологий нефтехимии» на сайте до 4 мая 2018

Контактная информация: координаторы проекта — Петр Владимирович Крупин, тел. (3476) 39-19-59, Диана Равитовна Ягтман, тел. (3476) 39-14-20.

Http://plastinfo. ru/information/news/37443_20.4.2018/

Классификация методов вторичной переработки нефти приведена на рис. 8.3. Все они делятся на две группы – термические и каталитические.

К термическим методамОтносятся термический крекинг, коксование и пиролиз.

Термический крекинг– это процесс разложения высокомолекуляр-ныхуглеводородов на более легкие при температуре 470. 540°С и давлении 4. 6 МПа. Сырьем для термического крекинга является мазут и другие тяжелые нефтяные остатки. При высоких температуре и давлении длинноцепочные молекулы сырья расщепляются. Продукты реакции разделяются с получением топливных компонентов, газа икрекинг – остатка.

Коксование– это форма термического крекинга, осуществляемого при температуре 450. 550 °С и давлении 0,1. 0,6 МПа. При этом получаются газ, бензин, керосино-газойлевые фракции, а также кокс.

Пиролиз– это термический крекинг, проводимый при температуре 750. 900 °С и давлении близком к атмосферному, с целью получения сырья для нефтехимической промышленности. Сырьем для пиролиза являются легкие углеводороды, содержащиеся в газах, бензины первичной перегонки, керосины термического крекинга, керосино-газойлевая фракция. Продукты реакции разделяются с получением индивидуальных непредельных углеводородов (этилен, пропилен и др.). Из жидкого остатка, называемого смолой пиролиза, могут быть извлечены ароматические углеводороды.

Каталитический крекинг– это процесс разложения высокомолекулярных углеводородов при температурах 450. 500 °С и давлении 0,2 МПа в присутствии катализаторов – веществ, ускоряющих реакцию крекинга и позволяющих осуществлять ее при более низких, чем при термическом крекинге, давлениях.

В качестве катализаторов используются, в основном, алюмосиликаты и цеолиты.

Сырьем для каталитического крекинга являются вакуумный газойль, а также продукты термического крекинга и коксования мазутов и гудронов. Получаемые продукты – газ, бензин, кокс, легкий и тяжелый газойли.

Риформинг – это каталитический процесс переработки низкооктановых бензиновых фракций, осуществляемый при температуре около 500"С и давлении 2. 4 МПа. В результате структурных преобразований октановое число углеводородов в составе катализата резко повышается. Данный катализат является основным высокооктановым компонентом товарного автомобильного бензина. Кроме того, из катализата могут быть выделены ароматические углеводороды (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы).

Гидрогенизационными называются процессы переработки нефтяных фракций в присутствии водорода, вводимого в систему извне. Гидрогенизационные процессы протекают в присутствии катализаторов при температуре 260. 430 "С и давлении 2. 32 МПа.

Таким образом, применение гидрогенизационных процессов позволяет углубить переработку нефти, обеспечив увеличение выхода светлых нефтепродуктов, а также удалить нежелательные примеси серы, кислорода, азота (гидроочистка).

3) недеструктивная гидрогенизация (гидроочистка). Данные процессы требуют больших капиталовложений и резко

Увеличивают эксплуатационные расходы, что ухудшает технико-экономические показатели заводов. Затраты тем больше, чем выше давление, применяемое в процессе, чем более тяжелым по плотности и фракционному составу является сырье и чем больше в нем серы.

Фракции (дистилляты), получаемые в ходе первичной и вторичной переработки нефти, содержат в своем составе различные примеси. Состав и концентрация примесей, содержащихся в дистиллятах, зависят от вида используемого сырья, применяемого процесса его переработки, технологического режима установки. Для удаления вредных примесей дистилляты подвергаются очистке.

Нежелательными примесями в дистиллятах светлых нефтепродуктов являются сернистые соединения, нафтеновые кислоты, непредельные соединения, смолы, твердые парафины. Присутствие в моторных топливах сернистых соединений и нафтеновых кислот вызывает коррозию деталей двигателей. Непредельные соединения в топливах при хранении и эксплуатации образуют осадки, загрязняющие систему топливопроводов и препятствующие нормальной эксплуатации двигателей. Повышенное содержание смол в топливе приводит к нагарообразова-нию, осаждению смол на деталях камер сгорания. Присутствие в нефтепродуктах твердых углеводородов приводит к увеличению температуры их застывания, в результате чего парафин осаждается на фильтрах, ухудшается подача топлива в цилиндры, двигатель глохнет.

К отдельным нефтепродуктам предъявляются специфические требования. Так, в осветительных керосинах нежелательно присутствие ароматических углеводородов, образующих коптящее пламя. Наличие ароматических углеводородов в ряде растворителей (например, уайт-спирите) делает последние токсичными.

Для удаления вредных примесей из светлых нефтепродуктов применяются следующие процессы:

Щелочная очисткаЗаключается в обработке бензиновых, керосиновых и дизельных фракций водными растворами каустической или кальцинированной соды. При этом из бензинов удаляют сероводород и частично меркаптаны, из керосинов и дизельных топлив – нафтеновые кислоты.

Кислотно-щелочная очисткаПрименяется с целью удаления из дистиллятов Непредельных и ароматических углеводородов,А также смол. Заключается она в обработке продукта сначала серной кислотой, а затем – в ее нейтрализации водным раствором щелочи.

ДепарафинизацияИспользуется для понижения температуры застывания дизельных топлив и заключается в обработке дистиллята раствором карбамида. В ходе реакции парафиновые углеводороды образуют с карбамидом соединение, которое сначала отделяется от продукта, а затем при нагревании разлагается на парафин и карбамид.

ГидроочисткаПрименяется для удаления сернистых соединений из бензиновых, керосиновых и дизельных фракций. Для этого в систему при температуре 350. 430 °С и давлении 3. 7 МПа в присутствии катализатора вводят водород. Он вытесняет серу в виде сероводорода.

Гидроочистку применяют также для очистки продуктов вторичного происхождения от непредельных соединений.

ИнгибированиеПрименяется для подавления реакций окисления и полимеризации непредельных углеводородов в бензинах термического крекинга путем введения специальных добавок.

Селективными растворителями называют вещества, которые обладают способностью извлекать при определенной температуре из нефтепродукта только какие-то определенные компоненты, не растворяя других компонентов и не растворяясь в них.

Очистка производится в экстракционных колоннах, которые бывают либо полыми внутри, либо с насадкой или тарелками различного типа.

Для очистки масел применяют следующие растворители: фурфурол, фенол, пропан, ацетон, бензол, толуол и другие. С их помощью из масел удаляют смолы, асфальтены, ароматические углеводороды и твердые парафиновые углеводороды.

В результате селективной очистки образуются две фазы: полезные компоненты масла (рафинат) и нежелательные примеси (экстракт).

Депарафинизации подвергают рафинаты селективной очистки, полученные из парафинистых нефтей и содержащие твердые углеводороды. Если этого не сделать, то при понижении температуры масла теряют подвижность и становятся непригодными для эксплуатации.

Депарафинизация осуществляется фильтрацией после предварительного охлаждения продукта, разбавленного растворителем.

Целью гидроочистки является улучшение цвета и стабильности масел, повышение их вязкостно-температурных свойств, снижение коксуемости и содержания серы. Сущность данного процесса заключается в воздействии водорода на масляную фракцию в присутствии катализатора при температуре, вызывающей распад сернистых и других соединений.

Деасфальтизация полугудрона производится с целью их очистки от асфальто-смолистых веществ. Для разделения полугудрона на деасфальтизат (масляная фракция) и асфальтит применяется экстракция легкими углеводородами (например, сжиженным пропаном).

Щелочная очистка применяется для удаления из масел нафтеновых кислот, меркаптанов, а также для нейтрализации серной кислоты и продуктов ее взаимодействия с углеводородами, остающимися после деасфальтизации.

Http://studopedya. ru/2-5239.html

Московский нефтеперерабатывающий завод капотня адрес

Posted on 14.05.2018 by nsistemy

В дни открытых дверей на МНПЗ горожане могут сами увидеть те положительные перемены, которые произошли на предприятии за последнее время Фото: Пресс-служба АО «Газпромнефть-МНПЗ»

Московский нефтеперерабатывающий завод проводит «дни открытых дверей»: производство уже посетили жители столичных районов и подмосковных городов. Программа открытых визитов на завод была организована по инициативе городских властей. И горожане своими глазами увидели те положительные перемены, которые произошли на МНПЗ за последнее время.

С 2011 года компания « Газпром нефть» проводит экологическую модернизацию завода, обновляя оборудование и технологии с учетом того, чтобы производство стало полностью безопасными для окружающей среды. Уже сейчас воздействие предприятия на природу снизилось на 50%. А к 2020 году, когда реконструкция будет полностью завершена, оно уменьшится еще на 50% и сведется почти к нулю.

– Завод производит прекрасное впечатление, – рассказала « КП » Рания Ибрагимова, депутат Совета депутатов округа Котельники и руководитель Ассоциации председателей советов многоквартирных домов. – Отчетливо видно: завод современный, технологичный. Никакого запаха мы не почувствовали. Мы приехали не только посмотреть завод, но и поставить конкретные вопросы от лица жителей. Спасибо заводу, за готовность к открытому диалогу. Такие предприятия необходимы городу и области.

Во время экскурсии по территории завода делегации Братеево, Капотни и Котельников побывали на строительной площадке комбинированной установки переработки нефти «Евро+». После завершения строительных работ и ввода в эксплуатацию она заменит пять установок старого поколения и повысит объемы производства экологичных нефтепродуктов.

Еще один впечатляющий пример модернизации завода — новейший комплекс биологических очистных сооружений «Биосфера». Он начал работу в октябре 2017 года, и его открытие стало важной частью программы Года экологии в России. Комплекс обеспечил замкнутый цикл водопотребления на предприятии и повысил эффективность очистки сточных вод до 99,9%.

– Сегодня мы вновь убедились в том, что завод очень многое делает для того, чтобы активно меняться к лучшему, – отметил Александр Cерегин, глава муниципального округа Братеево. – Мы познакомились с реализованными проектами, узнали о дальнейших планах по улучшению технических и экологических характеристик производства. Столичная промышленность развивается вместе с городом, становится современной и просто обязана уделять много внимания вопросам экологии. Мы продолжим наблюдать за процессом модернизации Московского НПЗ, темпы и результаты которой вселяют оптимизм, и информировать жителей нашего района.

Гости смогли воочию наблюдать, как работает автоматизированная система мониторинга воздуха (АСМВ), которая позволяет в режиме реального времени отслеживать воздействие предприятия на атмосферу. Эту систему в рамках модернизации «Газпром нефть» внедряет с 2015 года совместно с городской службой мониторинга и контроля. Все данные можно увидеть на мониторе «Экоинформера» – большом светодиодном экране. Он установлен на самой оживленной улице Капотни и каждые 20 минут сообщает последнюю информацию о составе воздуха в зоне влияния завода.

– Я живу в этом районе с детства и хорошо знаю это предприятие, – говорит житель района Капотня Вячеслав Сапожников. – Конечно, изменения на нем произошли огромные. То, что было раньше, и то, что сейчас — это небо и земля. Идет реконструкция, здесь все новое — новая техника, новые технологии здесь применены, и это очень здорово.

Отметим, что ранее МНПЗ песящяли руководители федерального правительства экологических ведомств страны — предприятие представило результаты модернизации заместителю председателя правительства РФ Александру Хлопонина, министру природных ресурсов и экологии РФ Сергею Донскому и руководителю Федеральной службы по надзору в сфере природопользования Артёму Сидорову. Вице-премьер тогда отметил, что «Газпром нефть» проводит большую работу по модернизации столичного завода и является примером социально ответственной компании:

– На примере «Газпром нефти» мы видим, что российская нефтепереработка становится высокоэффективной отраслью и одновременно экологически ответственной, – подчеркнул Александр Хлопонин. – Компания инвестирует не только в увеличение глубины переработки нефти для максимизации прибыли, большие средства идут и на проекты, которые делают производственные процессы максимально безопасными для людей и окружающей среды.

Http://www. vologda. kp. ru/daily/26768/3801000/

Дата: 30.12.2009 2. Владимир Гришуков, “зеленый” депутат. По нефтепроводу «Восточная Сибирь – Тихий океан» будет прокачиваться несколько десятков миллионов тонн нефти. За ее перевалку и налив в танкеры в частном порту государственной «Транснефти» пришлось бы платить – и немало.

Дата: 03.03.2005 3. Воинствующая безнаказанность. . defense, 06.04.2010, Антироссийский хор подпевал, Фото: “Коммерсант” Николай Токарев […] В ночь на 19 января 2010 года в тридцати километрах от города Ленск во время проведения плановых работ по устранению дефекта произошел аварийный разлив нефти на трубопроводной системе «Восточная Сибирь — Тихий океан». Всего вытекло 450 кубометров нефти на общей площади в 20 тысяч квадратных метров. Немного, но и немало. Нефть вылилась из трубы ООО «Востокнефтепровод» — дочки любимой нами ОАО “АК “Транснефть .

Дата: 07.04.2010 4. Как пилят в “Транснефти“. Из-за переноса маршрута подальше от Байкала ВСТО подорожал до 303 млрд руб. В январе 2009 г. президент «Транснефти» Николай Токарев оценивал проект в 450 млрд руб. *** “Воровали. Завышали цены. Мухлевали с подрядчиками. Потом уничтожали документы” Оригинал этого материала © navalny, 16.11.2010 Как пилят в Транснефти [. ] Итак. Трубопровод ВСТО. Восточная Сибирь — Тихий Океан. Протяженность — 4188 км. По нему будут качать нефть Восточной Сибири на Дальний Восток.

Дата: 17.11.2010 5. Суд обязал милицию действовать. Эксперты считают, что бывший глава ЮКОСа припомнил зарождение проекта трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан». «Бытует рассказ очевидцев о том, как начинался проект трубопроводной системы ВСТО. Якобы в одной из бесед нефтяников Ходорковский посетовал, что китайцы в переговорах о возможных поставках нефти ведут себя весьма неуступчиво в плане ценовой политики. На что тогдашний президент «Транснефти» Семен Вайншток ответил — «А давайте устроим блеф.

Дата: 27.05.2010 6. Нефть и коррупция: О некоторых специфических особенностях бизнеса госкомпании “Транснефть“. . в «Лукойл-Западная Сибирь» Сергей Евлахов – большой вопрос. Рост цен на нефть в конце 90-х вызвал активную подковерную борьбу олигархических группировок за контроль над магистральными нефтепроводами «Транснефти», закончившуюся в декабре 1999 года назначением главой компании Семена Вайнштока, который тут же назначил на ключевые должности своих доверенных лиц из «Лукойла»: Сергея Евлахова, Владимира Калинина, Евгения Астафьева и Сергея Григорьева. После прихода в «Транснефть» команды Вайнштока.

Дата: 14.05.2007 7. Министр Трутнев идет в восточный поход. Может быть, все дело в том, что кто-то хочет получить контроль над «Транснефтью» и Восточным нефтепроводом, и неважно, каким образом – с помощью безосновательных заявлений о неэффективности работы компании или путем «раскрытия экологических преступлений»? Решение о строительстве Восточного нефтепровода принято правительством 31 декабря 2004 года по прямому поручению президента. В конце июля, когда «экологические страсти» вокруг проекта «Восточная Сибирь – Тихий океан» накалились, по проблеме.

Дата: 26.09.2005 8. Нефтепроводный интерес Зюганова. По нефтепроводу «Восточная Сибирь – Тихий океан» будет прокачиваться несколько десятков миллионов тонн нефти. За ее перевалку и налив в танкеры в частном порту государственной «Транснефти» пришлось бы платить – и немало.

Дата: 14.01.2009 9. Семен Вайншток вывел $2 млрд из “Транснефти“. . на основании распорядительных писем АК «Транснефть» было выполнено около 1/3 всех работ на ВСТО. Разница между стоимостью работ для «киприотов» и подневольных исполнителей (между договорами генподряда и субподряда) составляла от 5% до 60%. В чей карман ушли три миллиарда рублей, остается неизвестным. Что в Сибири, то и в Сочи Наиболее нашумевшим «исполнителем» работ по ВСТО стала кипрская компания ЗАО «Краснодарстройтрансгаз». Новый президент АК «Транснефть» Николай Токарев заявил в феврале 2008 .

Дата: 22.04.2009 10. Тот самый Федот. Андрей Воронов Федот Тумусов Недавно информационное агентство SakhaNews сообщило о состоявшемся в Якутске митинге, на котором общественность выразила обеспокоенность разливами нефти на магистральном нефтепроводе «Восточная Сибирь – Тихий океан».

Но может, «зло» осталось бы незамеченным, отчисляй «Транснефть» ему, Федоту Тумусову, 2% от своей выручки?

Дата: 08.04.2010 11. Чеченцы перекрыли “Новатэку” доступ к трубе. . АО. Доказанные запасы нефти этих месторождений составляют 70 млн т. В 2004 году “Геойлбент” добыл 1 млн т нефти, в 2005 году планирует добыть 1,2 млн т. НОВАТЭК объявил о продаже принадлежащих ему 66% долей “Геойлбента” ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь“, дочернему предприятию НК ЛУКОЙЛ, 6 июня. 9 июня Андроповский райсуд Ставропольского края вынес определение о запрете НОВАТЭКу отчуждать его долю в “Геойлбенте”, а “Транснефти” – принимать в свою систему нефть и нефтепродукты “Геойлбента.

Дата: 27.06.2005 12. Нефтяная промышленность-2001. Изначально он был ориентирован на обслуживание нефтедобывающих предприятий Сибири.

«Сахалин-2» стал первым в России нефтегазовым проектом, начавшим работу на условиях СРП. В сентябре Виктор Калюжный провел внеочередное собрание акционеров «Транснефти», на котором от их имени проголосовал за отставку президента «Транснефти» Дмитрия.

Дата: 25.10.2001 13. Подрядчик “Транснефти” украл 1 млрд руб. Фирма задолжала бюджету налогов на сумму около 1 млрд руб., осуществляя строительство нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО), который памятен тем, что тогдашний президент Владимир Путин лично отвел его подальше от Байкала. Руководители «Инстройгаза» пытались спрятать имущество от налоговой инспекции, которая наложила на него арест, и перепродали его «Транснефти». Теперь налоговая может отнять у «Транснефти» оборудование, которое используется при строительстве ВСТО, так как оно, по.

Дата: 28.06.2010 14. Свидетель с обвинением. . пытались «замять» расследование фактов небывалой щедрости «Транснефти»: в 2005-2008 годах госкорпорация потратила якобы на благотворительность 15 млрд. рублей. Кроме того, бывшие руководители «Транснефти» подозреваются в хищении 3 миллиардов 500 миллионов бюджетных рублей при строительстве трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ТС ВСТО), о чем еще в марте сообщил председатель Счетной палаты РФ Сергей Степашин. Экс-президент «Транснефти» и и экс-глава «Олимпстроя» Семен Вайншток.

Дата: 01.06.2010 15. Братья Магомедовы взялись за Башкирию. А Френкель по официальной версии следствия является заказчиком убийства первого зампреда Центробанка Андрея Козлова в сентябре 2006 г. О братьях Магомедовых заговорили в 1993-1994 годах, когда началось их сотрудничество в Когалыме с Семеном Вайнштоком, бывшим главой «Олимпстроя» и «Транснефти» В 1993 году Семен Вайншток был генеральным директором “Лукойл-Когалымнефтегаз”. С 1995 по 1999 год – вице-президентом ОАО “Лукойл” и генеральный директор ООО “Лукойл-Западная Сибирь“.

Дата: 21.05.2008 16. “Подтрубный миллионер” из КПРФ. Интересно только, что этот партийный пыл почему-то послал Владимира Витальевича в какую-то слишком конкретную сторону: громить проект нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО), строительство которого уже начала компания «Транснефть».

Дата: 06.10.2006 17. Партнер на все руки. . нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО); там нефть переваливают в цистерны и отправляют дальше на Восток по железной дороге. Первоначально планировалось, что терминал в Сковородине не будет частным и войдет в состав ВСТО, рассказывает бывший топ-менеджер «Транснефти». Так было прописано в проекте постановления о ВСТО, но в окончательном документе, подготовленном Минэнерго, про нефтетерминал Сковородино даже не упоминалось. По словам бывших топ-менеджеров «Транснефти», Березкин выкупил.

Дата: 13.09.2010 18. Российский нефтяной бизнес — 2013. . ООО Г1 ЛУКОЙЛ-Пермь, ООО Г1 ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго, ООО Г2 ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка, ООО Г1 ЛУКОЙЛ-Экоэнерго, ООО Г2 ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь, ООО Г1 Магма, НК, ОАО Б1 Мегион геология, ООО В3 Миллер Алексей Б1 Михельсон Леонид Б1, В3 Мобел-нефть, ООО.

. ООО Б1 Томская нефть, ООО А3 Томскнефтехим, ООО Б1 Томскнефть, ОАО А2 Тоталь Разведка Разработка Россия, АО Г2 Транснефть, АК, ОАО Б1 Тюменнефтегаз, ОАО Б3 Удмуртгеология, ООО А3 Удмуртнефть, ОАО А2 Удмуртская национальная нефтяная компания, ОАО А3 .

Дата: 15.07.2013 19. 2,6 млрд “Транснефти” разбудили следствие. . 2,6 млрд “Транснефти” разбудили следствие Александр Жеглов, Юрий Сенаторов Семен Вайншток Сотрудники МВД России вчера провели в Москве и Подмосковье обыски и выемки документов по уголовному делу, возбужденному в отношении неустановленных бывших руководителей ОАО “АК “Транснефть“”, которые подозреваются в мошенническом хищении у компании более 2,6 млрд руб. В деле пока один эпизод, связанный с созданием 2,45 тыс. км линий современной связи вдоль нефтепровода Восточная Сибирь—Тихий океан (ВСТО.

Дата: 23.12.2010 20. Вайншток – это должность. Почему нефтяного генерала бросили на олимпийскую стройку? . и Якунин лично – оппоненты Вайнштока в строительстве трубопровода Восточная Сибирь – Тихий океан, так как хотят и дальше зарабатывать, транспортируя нефть по «железке». Эту схему вовсю эксплуатирует «Роснефть». Говорят, на Вайнштока не на шутку взъелись обе эти влиятельные структуры, а также их кураторы в Кремле – силовики во главе с Игорем Сечиным. На жесткого Вайнштока нашлись конкуренты пожестче. Очевидцы рассказывали, как глава «Транснефти» на аудиенции у Путина за несколько минут совершил.

Http://search. compromat. ru/?q=%D1%82%D1%80%D0%B0%D0%BD%D1%81%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8C+%D1%81%D0%B8%D0%B1%D0%B8%D1%80%D1%8C&p=4&n=20

АО “ГАЗПРОМНЕФТЬ – МНПЗ” зарегистрирована по адресу: 109429, г Москва, квартал Капотня 2-Й, 1 3. Генеральный Директор – Зубер Виталий Игоревич. Основным видом экономической деятельности является “производство нефтепродуктов”. Также АО “ГАЗПРОМНЕФТЬ – МНПЗ” работает еще по 2 направлениям. Размер уставного капитала 144 193 200,00 руб. Организация насчитывает 0 филиалов. Имеет 5 лицензии. АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМНЕФТЬ – МОСКОВСКИЙ НПЗ” присвоен ИНН 7723006328, КПП 772301001, ОГРН 1027700500190 , ОКПО 5766623

Компания АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМНЕФТЬ – МОСКОВСКИЙ НПЗ” имеет статус Действующее, дата регистрации: 26.05.1994.

Генеральный Директор – Зубер Виталий Игоревич. Данное лицо также может являться руководителем еще в _____ (указать число компаний, где по ФИО и ИНН он может являться руководителем, данные ФНС, число должно быть кликабельным) и учредителем ________ (указать число компаний, где по ФИО и ИНН он может являться учредителем, данные ФНС, число должно быть кликабельным).

Компания АО “ГАЗПРОМНЕФТЬ – МНПЗ” зарегистрирована по адресу: 109429, г Москва, квартал Капотня 2-Й, 1 3, также по этому адресу зарегистрировано ____ компаний (указать число компаний по данным ФНС, в случае, если на данном адресе больше нет компаний, проставить число «0»).

Компании АО “ГАЗПРОМНЕФТЬ – МНПЗ” были присвоены следующие коды: ИНН 7723006328, ОГРН 1027700500190, КПП 772301001, ОКПО 5766623

Основным видом деятельности компании АО “ГАЗПРОМНЕФТЬ – МНПЗ” является 19.20 производство нефтепродуктов еще 2 являются дополнительными видами деятельности. Размер уставного капитала компании составляет: 144 193 200,00 руб. Финансовая отчетность организации была предоставлена за период: __________________ (указать года, за которые компания предоставила отчетность, если годов несколько, через запятую).

Компания АО “ГАЗПРОМНЕФТЬ – МНПЗ” является головной организацией и имеет в наличии 0 филиалов, а также ___________ (указать число, оно должно быть кликабельным, в случае отсутствия данных проставить «0) учрежденных предприятий и организаций.

1. МИНИСТЕРСТВО ИМУЩЕСТВЕННЫХ ОТНОШЕНИЙ РФ с номинальной стоимостью доли

С момента создания компания проходила в Арбитражном суде как Истец – _________ раз (указать число), как Ответчик – ___________ раз, как Третье лицо – __________ раз. Выигранных дел в судах – ________ штук, на сумму ______________ рублей.

Также принимала участие в закупках – _________ раз, в качестве Исполнителя – _______ раз, на сумму – __________ рублей, в качестве Заказчика – __________ раз, на сумму ________________ руб.

Компания имеет ___________ (высокий, средний, низкий) риск налоговой благонадежности, _____________ (высокий, средний, низкий) риск финансовой благонадежности. В реестрах ФНС _____________ (значится или не значится).

Является ____________________ поставщиком (надежным или неблагонадежным).

Http://zachestnyibiznes. ru/company/ul/1027700500190_7723006328_AO-GAZPROMNEFTY–MNPZ

Юридическое лицо зарегистрировано 5 декабря 2002 года, регистратор — Управление МИНИСТЕРСТВА Российской Федерации по налогам и сборам по г. МОСКВЕ. Компания ГАЗПРОМНЕФТЬ – МНПЗ находится по адресу: 109429, г. МОСКВА, квартал 2-й КАПОТНИ, д. 1, корп. 3. Основным видом деятельности является: "Производство нефтепродуктов". Основная отрасль компании: "Нефтеперерабатывающая промышленность". Руководитель компании — Егизарьян Аркадий Мамиконович. Организационно-правовая форма — открытые акционерные общества. Тип собственности — частная собственность.

Предлагаем вам ознакомиться с предложениями от других компаний региона.

Притягиваетматериалы; гибкий; поставляется в рулонах, ах и любых других формах на заказ; может быть ламинирован винилом, на котором, в частности, можно писать фломастером; стандарт и пользовательские самоклеющиеся покрытия.

Постоянные магниты для промышленных предприятий, а так же и частного использования.

Магнит предназначен как для дом обихода так и в промышленности, очень нужная вещь, подберем любой размер, у нас лучшие цены, т.к мы работаем напрямую.

Центр сертификации “СертификатРБ”-это специализированный орган по сертификации, имеющий широчайшую область аккредитации, в нашу область сертификации входят все отрасли промышленности, обратившись к нам вы также получите профессиональную консультацию для пр

Данная продукция поставляется на местный турецкий металлургический комбинат, но сейчас имеется возможность поставки на экспорт.

– концентрат железной руды и измельченный концентрат железной руды.

Учитывая актуальность проблемы хищения электроэнергии, воды, газа и тепла с помощью неодимового магнита, ООО «Энерго-Эксперт» разработало антимагнитные пломбы «АНТИ МАГНИТ» для оснащения приборов учета.

Http://whokpo. com/moscow/view/gazpromneft-mnpz-2mqij

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования “Московский государственный машиностроительный университет (МАМИ)”

Центральное управление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

Федеральное бюджетное учреждение “Научно-технический центр по ядерной и радиационной безопасности”

Российская Федерация, 107140, Москва, ул. Малая Красносельская, д.2/8/корп.5

Федеральное казенное учреждение “Российская государственная пробирная палата при Министерстве финансов Российской Федерации”

Государственное казенное учреждение города Москвы “Организатор перевозок”

Центральное управление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования “Российский государственный гуманитарный университет”

Федеральное казенное учреждение “Центр хозяйственного и сервисного обеспечения Главного управления Министерства внутренних дел Российской Федерации по Московской области”

Федеральное государственное казенное учреждение “Войсковая часть 55056”

Федеральное государственное бюджетное учреждение “Национальный исследовательский центр “Курчатовский институт”

Российская Федерация, 123182, Москва, площадь Академика Курчатова, 1

Банк России на своем сайте объявил об отзыве лицензий на осуществление банковских операций у "Русского торгового банка" и московского банка "Логос".

Новый тактильный сад появится на юго-востоке Москвы до конца года

Тактильный сад “Шестое чувство” появится на юго-востоке столицы, сообщил Агентству городских новостей “Москва” заместитель мэра по вопросам ЖКХ и благоустройства Петр Бирюков.

Глобальный каталог отечественных компаний, включает миллионы адресов, телефонов и других контактных данных производителей и поставщиков.

Также включает каталог закупщиков, участвующих в госсистеме тендеров, закупок и аукционов.

Http://w. caddress. ru/com/oao-gazpromneft-mnpz-4398529

ОАО «Мозырский НПЗ» производит широкий ассортимент нефтепродуктов. Среди них: бензины автомобильные (АИ-98-К5-Евро, АИ-95-К5-Евро, АИ-92-К5-Евро); дизельное топливо (ДТ-Л-К4(К5); ДТ-З-К4(К5), дизельное топливо для холодного и арктического климата (ДТ-З-К5 класс 2 и ДТ-А-К5 класс3), топливо печное бытовое, топочный мазут, кровельные нефтяные битумы, строительные нефтяные битумы, битумы дорожные; газы углеводородные сжиженные топливные марки СПБТ для коммунально-бытового потребления и газы углеводородные сжиженные, соответствующие европейскому стандарту PN-EN 589:2009; вакуумные газойли; сера техническая; керосин экологически улучшенный; бензол нефтяной.

низким содержанием сернистых соединений в автомобильных бензинах АИ-95-Евро и АИ-92-Евро (не более 10 мг/кг), в дизельных топливах (не более 10 мг/кг), в осветительном керосине (не более 10 мг/кг); отсутствием октаноповышающих и других присадок в автомобильных бензинах.

Являясь экспортоориентированным предприятием, ОАО «Мозырский НПЗ» до 80 процентов от общего объема выпускаемой продукции поставляет за пределы Республики Беларусь. Выгодное географическое положение завода, близость нефте – и продуктопроводов, разветвленная сеть железнодорожных и автомобильных магистралей делают нашу продукцию доступной для потребителей Украины, Молдовы, Венгрии, Румынии, Нидерландов, Словакии, Чехии, Польши, страны Балтии, Италии, Великобритании, России и др.

Государственный комитет по имуществу Республики Беларусь – 42,76% акций;

Http://rynak. by/katalog-firm/ad/369-promyshlennost-i-proizvodstvo/68-mnpz

(World Refining Association, WRA)

• Участок резервуарного парка бензина, реактивного и дизельного топлива

• Участок автоматизированного смешения бензинов и котельных топлив

• Лаборатория мониторинга процессов и улучшения качества продукции

Блока атмосферной перегонки:

Вакуумного блока:

Http://wikiredia. ru/wiki/%D0%93%D0%B0%D0%B7%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%BC%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8C-%D0%9C%D0%9D%D0%9F%D0%97

Завершилась доставка на Московский НПЗ партии теплообменного и колонного оборудования отечественного производства.

Аппараты, изготовленные АО «Уралхиммаш», будут работать в секциях первичной переработки и гидроочистки дизельного топлива строящейся комбинированной установки переработки нефти «Евро+” МНПЗ.

Общий вес доставленного оборудования составляет 120 тонн. Высота самого крупного из аппаратов — 19 метров, диаметр — 2 метра. Из Екатеринбурга в Москву оборудование было доставлено на специальных грузовых транспортерах. Общая протяженность маршрута составила почти 2000 километров.

На территории Московского нефтеперерабатывающего завода аппараты размещены на площадке хранения, идет подготовка к монтажу. АО «Уралхиммаш» ранее уже выполнял заказы для Московского НПЗ: в 2012 году были поставлены пять реакторов и регенератор.

На Московский НПЗ отправлено очередное крупногабаритное оборудование, изготовленное компанией «АЭМ-технологии» (входит в «Атомэнергомаш» — машиностроительный дивизион ГК «Росатом»). Колонна атмосферной перегонки войдёт в состав блока первичной переработки нефти современной комбинированной установки «Евро+”. Новый аппарат предназначен для отбора светлых фракций — бензиновой, дизельной и керосиновой — из предварительно подготовленной нефти. Доставка колонны в Москву осуществляется на грузовой барже из Петрозаводского филиала «АЭМ-технологии».

Длина колонны превышает 66 метров, масса — 385 тонн. От цеха до причала колонна транспортировалась на специальном грузовом трале. Для беспрепятственного перемещения груза в городе было временно приостановлено движение транспорта, включая троллейбусное сообщение. В соответствии с требованиями безопасности транспортировка такого габаритного оборудования осуществляется в разобранном виде: две секции массой около 110 и 190 тонн и внутрикорпусные устройства.

Это вторая колонна, изготовленная компанией «АЭМ-технологии» для Московского НПЗ, ранее с Волгодонского филиала предприятия в Москву направлена вакуумная колонна.

На Московском нефтеперерабатывающем заводе производится установка крупногабаритного оборудования для установки переработки нефти «Евро+”.

В компании отметили, что установка, которая позволит изготавливать улучшенные зимние сорта дизельного топлива, начнёт работу на предприятии в 2018 году.

МНПЗ приступил к выпуску бензинов АИ-95 и АИ-92 класса «Евро-5» по ГОСТ Р 32513-2013. Новый межгосударственный стандарт, вступивший в силу с 1 января этого года, соответствует Техническому регламенту Таможенного союза и распространяется на все государства, входящие в эту организацию. Введение ГОСТ Р 32513-2013 стало еще одним шагом к унификации нормативной документации и облегчению перемещения товаров и услуг в рамках Таможенного союза.

Новый ГОСТ разрешает более высокие показатели насыщенных паров в ходе производства топлива по сравнению с предыдущим стандартом, что позволит вовлекать большее количество легких углеводородных фракций С4 в состав выпускаемых бензинов. Тем самым снижается выход сжиженных углеводородных газов и растет производство высокооктановых бензинов.

Http://sdelanounas. ru/blogs/?search=%D0%9C%D0%9D%D0%9F%D0%97

МОСКВА, 15 мая — РИА Новости. Московский НПЗ с 14 мая остановил прием и сдачу готовой продукции в систему. Как сообщил журналистам советник президента “Транснефти” Игорь Демин, причиной стала нештатная ситуация.

Позже на МНПЗ пояснили, что приостановка приема и отгрузки нефти была плановой в рамках пуско-наладочных работ после ремонта. Установку получения серы остановили в соответствии с технологическими процедурами, сообщает пресс-служба предприятия.

“Система сработала штатно, внештатных ситуаций не было. Установка будет запущена в ближайшее время в соответствии с технологическим регламентом”, — говорится в сообщении.

Данные комплексной системы экологического мониторинга МНПЗ свидетельствуют об отсутствии превышений по выбросам загрязняющих веществ на объектах завода, добавили в компании.

Ранее Минэнерго в связи с запланированными крупными ремонтами на Московском и Ярославском нефтеперерабатывающих заводах рекомендовало “Газпром нефти”, “Роснефти” и “Лукойлу” для обеспечения бензином Московского узла в январе-апреле сконцентрироваться на поставках на внутренний рынок, а не на экспорте этого топлива.

Московский нефтеперерабатывающий завод принадлежит компании “Газпром нефть”. Завод выпускает бензин марок АИ-80ЭК, АИ-92ЭК, АИ-95ЭК, дизельное топливо, битум, серу и другую продукцию. Он является основным поставщиком топлива для столичных аэропортов и обеспечивает почти половину потребности Москвы в бензине.

Версия 5.1.11 beta. Чтобы связаться с редакцией или сообщить обо всех замеченных ошибках, воспользуйтесь формой обратной связи.

Сетевое издание РИА Новости зарегистрировано в Федеральной службе по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор) 08 апреля 2014 года. Свидетельство о регистрации Эл № ФС77-57640

Учредитель: Федеральное государственное унитарное предприятие “Международное информационное агентство “Россия сегодня” (МИА “Россия сегодня”).

Регистрация пользователя в сервисе РИА Клуб на сайте Ria. Ru и авторизация на других сайтах медиагруппы МИА «Россия сегодня» при помощи аккаунта или аккаунтов пользователя в социальных сетях обозначает согласие с данными правилами.

Пользователь обязуется своими действиями не нарушать действующее законодательство Российской Федерации.

Пользователь обязуется высказываться уважительно по отношению к другим участникам дискуссии, читателям и лицам, фигурирующим в материалах.

Публикуются комментарии только на тех языках, на которых представлено основное содержание материала, под которым пользователь размещает комментарий.

На сайтах медиагруппы МИА «Россия сегодня» может осуществляться редактирование комментариев, в том числе и предварительное. Это означает, что модератор проверяет соответствие комментариев данным правилам после того, как комментарий был опубликован автором и стал доступен другим пользователям, а также до того, как комментарий стал доступен другим пользователям.

не соответствует тематике страницы; пропагандирует ненависть, дискриминацию по расовому, этническому, половому, религиозному, социальному признакам, ущемляет права меньшинств; нарушает права несовершеннолетних, причиняет им вред в любой форме; содержит идеи экстремистского и террористического характера, призывает к насильственному изменению конституционного строя Российской Федерации; содержит оскорбления, угрозы в адрес других пользователей, конкретных лиц или организаций, порочит честь и достоинство или подрывает их деловую репутацию; содержит оскорбления или сообщения, выражающие неуважение в адрес МИА «Россия сегодня» или сотрудников агентства; нарушает неприкосновенность частной жизни, распространяет персональные данные третьих лиц без их согласия, раскрывает тайну переписки; содержит ссылки на сцены насилия, жестокого обращения с животными; содержит информацию о способах суицида, подстрекает к самоубийству; преследует коммерческие цели, содержит ненадлежащую рекламу, незаконную политическую рекламу или ссылки на другие сетевые ресурсы, содержащие такую информацию; имеет непристойное содержание, содержит нецензурную лексику и её производные, а также намёки на употребление лексических единиц, подпадающих под это определение; содержит спам, рекламирует распространение спама, сервисы массовой рассылки сообщений и ресурсы для заработка в интернете; рекламирует употребление наркотических/психотропных препаратов, содержит информацию об их изготовлении и употреблении; содержит ссылки на вирусы и вредоносное программное обеспечение; является частью акции, при которой поступает большое количество комментариев с идентичным или схожим содержанием («флешмоб»); автор злоупотребляет написанием большого количества малосодержательных сообщений, или смысл текста трудно либо невозможно уловить («флуд»); автор нарушает сетевой этикет, проявляя формы агрессивного, издевательского и оскорбительного поведения («троллинг»); автор проявляет неуважение к русскому языку, текст написан по-русски с использованием латиницы, целиком или преимущественно набран заглавными буквами или не разбит на предложения.

Пожалуйста, пишите грамотно — комментарии, в которых проявляется пренебрежение правилами и нормами русского языка, могут блокироваться вне зависимости от содержания.

Администрация имеет право без предупреждения заблокировать пользователю доступ к странице в случае систематического нарушения или однократного грубого нарушения участником правил комментирования.

Пользователь может инициировать восстановление своего доступа, написав письмо на адрес электронной почты moderator@rian. ru

Тема – восстановление доступа Логин пользователя Объяснения причин действий, которые были нарушением вышеперечисленных правил и повлекли за собой блокировку.

Если модераторы сочтут возможным восстановление доступа, то это будет сделано.

В случае повторного нарушения правил и повторной блокировки доступ пользователю не может быть восстановлен, блокировка в таком случае является полной.

Http://ria. ru/economy/20170515/1494288516.html

Http://www. kompravda. eu/daily/26768/3801000/

Нефтеперерабатывающие заводы в центральной россии

Posted on 14.05.2018 by nsistemy

Нефтеперерабатывающая промышленность России тоже была сосредоточена главным образом в местах добычи нефти – в Баку и Гроз ном. В самые лучшие годы нефтепромышленные заводы, расположенные вне Кавказа, давали всего лишь 4 % общего производства керосина в России. Между тем приближение нефтеперегонных заводов и районам потребления нефтепродуктов было крайне необходимо. Об этом убедительно говорят следующие данные. С 1892 по 1903 г. из Баку ежегодно вывозилось в среднем 392 3 млн. пудов нефти, нефтепродуктов и нефтяных остатков, а средняя годовая добыча нефти в это время составляла 500 млн. пудов. Таким образом, вывозилось лишь 78 % добытой нефти и нефтепродуктов, а остальные 22 % оставались в Баку как топливо, запасы на местах добычи и в виде производственных потерь. Между тем основными потребителями готовых нефтепродуктов были районы, удаленные от места расположения нефтеперегонных заводов на большие расстояния. Достаточно сказать, что на долю только четырех центральных губерний России – Московской, Владимирской, Петербургской и Саратовской – в 1900 г. приходилось около 60 % общего потребления нефтепродуктов в стране. [1]

Нефтеперерабатывающая промышленность России характеризуется невысокой долей вторичных процессов, особенно если сравнивать с аналогичными показателями нефтепереработки США, Западной Европы и Японии. [2]

Нефтеперерабатывающая промышленность России состоит из 25 нефтеперерабатывающих заводов в 11 вертикально-интегрированных нефтяных компаниях; 6 специализированных нефте-маслозаводов по выпуску смазок, СОТС, присадок и спецмасел и 11 отраслевых научно-исследовательских и проектных институтов. Имеются мощности по переработке нефти и газового конденсата в Нижнекамске, Астрахани, Сургуте, Нижневартовске. [3]

Для нефтеперерабатывающей промышленности России такой подход мало эффективен, так как большинство установок работают под высоким давлением, а количество установок с НРК несущественно. [4]

Развитие нефтеперерабатывающей промышленности России неразрывно связано с решением вопросов углубленной переработки нефти, производством товарной продукции высокого качества, созданием энерго – и ресурсосберегающих технологических процессов. [5]

Наиболее характерной особенностью современного состояния нефтеперерабатывающей промышленности России является значительный спад производства. [6]

Значение приоритетов в целом для топливного блока нефтеперерабатывающей промышленности России выражают наиболее общие настоятельные требования к структурно-технологической модернизации отрасли. Они находят объяснение в сложившейся рыночной ситуации и в способах приспособления к ней. Высший приоритет гидроочистки обусловлен большой разницей между фактическим содержанием серы в топливе и оптимальным уровнем, рассчитанным во второй главе. Четвертый ранг процесса изомеризации следует из особо ценных свойств изомеризата, который повышает октановое число бензинов без увеличения в нем доли ароматических соединений. [7]

Правительство РФ освободило совместные предприятия, действующие в сфере нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности России, от уплаты таможенных пошлин за экспорт произведенных ими нефти, газа и продуктов их переработки. Роль СП в российской экономике пока остается в целом незначительной. [8]

Изучая постановку дела нефтепереработки в Соединенных Штатах Америки, Менделеев пришел к выводу, что нефтеперерабатывающая промышленность России должна идти своим путем, так как русские нефти более тяжелые и химический состав их отличен от американских нефтей. [9]

Расчеты, выполненные в предыдущих разделах, подтверждают, что улучшение качества нефтепродуктов – долговременная общемировая тенденция, обусловленная, с одной стороны, повышением требований к свойствам топлив и масел, а с другой – расширением технологических возможностей углубления переработки нефти. Сложившаяся к настоящему времени структура технологических процессов нефтеперерабатывающей промышленности России не соответствует им. Поэтому в отрасли предстоит осуществить глубокие структурно-технологические преобразования. Их цель – достичь соответствия объемов, ассортимента и качества нефтепродуктов перспективным потребностям внутреннего и внешнего рынков. [10]

НАСТОЯЩЕЕ время в России действуют 26 нефте-перерабатывающих заводов ( НПЗ) различного про-филя: 10 заводов топливного профиля, 3 – топлив-но-масляного, 4 – тогативно-нефтехимического, 9 – широкого топливно-масляно-нефтехимического профиля. Наряду с основными НПЗ переработку нефти и газового конденсата с получением моторных и котельных топлив осуществляют заводы РАО Газпром и ряд мини – НПЗ. В состав нефтеперерабатывающей промышленности России входят также 6 специализированных нефтемаслозаводов, которые на основе произведенных НПЗ базовых масел выпускают многочисленные сорта товарных масел и смазок. [11]

К началу 90 – х годов по сравнению с 1975 г. доля России в общем объеме переработки нефти снизилась с 75 до 65 3 %, доля Украины возросла в 2 раза, Казахстана в 4 раза. Были введены в строй мощные современные предприятия в Кременчуге, Лисичанске, Павлодаре, Чимкенте. За период с 1990 г. по 1997 г. доля нефтеперерабатывающей промышленности России среди мировой нефтепереработки уменьшилась с 9 4 до 5 7 % в 1997 г. ( рис. 3) и до 5 0 % в 2000 г. При этом заметно возросли объемы нефтепереработки в странах Западной Европы и в Японии. [13]

Http://www. ngpedia. ru/id336613p1.html

История российских нефтеперерабатывающих заводов началась в далеком 1745 году, когда на реке Ухта братьями Чумеловыми был основан первый отечественный нефтеперерабатывающий завод. Основной продукцией завода был керосин и разные смазочные масла.

В настоящее время нефтеперерабатывающая отрасль стала одной из самых успешных в российской промышленности.

Благодаря доходности производства количество заводов по переработке нефти стабильно увеличивается. В основном заводы строят в непосредственной близости от скважин, что значительно упрощает логистику.

К Крупным нефтеперерабатывающим предприятиям Центральной России относится акционерное общество «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез», являющееся одним из самых больших нефтеперерабатывающих предприятий центральной России, предприятие входит в состав нефтяной компании ОАО «НГК «Славнефть».

Нефтеперерабатывающие предприятия России производят бензин, керосин, дизельное и авиационное топливо, моторные и смазочные масла, битум и мазут. Все заводы проводят процесс обработки нефти до получения конечного продукта.

Существует два основных этапа в перегонке нефти: собственно перегонка, когда путем нагревания выделяют различные фракции нефти, и крекинг – когда путем химического или термического расщепления получают топливо и сырье для остальных вспомогательных производств.

Благодаря удачному географическому положению Краснодарского края, способствующему экспорту нефтепродуктов и нефти, данная отрасль достаточно успешно развивается, в рамках этого развития сегодня проходит реконструкция крупного Нефтеперерабатывающего предприятия Краснодарского края ООО «РН-Туапсинский НПЗ», и модернизация производства предприятий ООО «Ильский НПЗ» и ООО «Афипский НПЗ».

Основными проблемами нефтеперерабатывающей отрасли является транспортная проблема в плане поставки сырья и готовой продукции, ограниченные возможности по развитию действующих нефтеперерабатывающих заводов в территориальном плане.

Основной задачей нефтеперерабатывающей промышленности сегодня является модернизация производства, увеличение их загрузки, и как можно более полная переработка сырья для выпуска продукции, соответствующей международным стандартам.

«Газпромнефть-Омский НПЗ», дочернее предприятие компании «Газпром нефть», является одним из самых современных нефтеперерабатывающих заводов России и одним из крупнейших в мире

Http://concentre. ru/neftepererabatyvayushhie-predpriyatiya/neftepererabatyvayushhie-predpriyatiya-rossii. html

Чем обычно заканчиваются дискуссии о промышленной и региональной государственной политике в России? В основном, выводом, что подобной единой и согласованной политики, по сути, не существовало: скорее, имел место комплекс мер в различных отраслях экономики, эффект от которых имеет краткосрочный и несистемный характер. Рейтинг разработан совместно с Союзом архитекторов России.

Машиностроение (Роскосмос, Ростехнологии, Сухой, Ситроникс, Renault, United Technologies, ABB, Bombardier, Volvo, Alcatel-Lucent), Пищевая промышленность (Вимм-Билль-Данн, Объединенные кондитеры, Kraft Foods, Черкизово, Останкино, Efes, JTI, BAT, Coca-Cola), Переработка нефти и газа (Газпром Нефть), НИОКР (Газпром, Роскосмос, Росатом, Русгидро, Siemens, Samsung, Intel, Иркут, Boeing, Dow Chemical, LG, Areva),Фармацевтическая промышленность (GlaxoSmithKline)

Пищевая промышленность (Балтика, Philip Morris, JTI, BAT, Orcla Food, Coca Cola, Heineken, Mars, Kraft Foods, Procter&Gamble), Машиностроение (Силовые машины, Объединенная судостроительная корпорация, Ростехнологии, Объединенные машиностроительные заводы, Toyota, Nissan, GM, HP, Philips, Русэлпром, Schneider Electric, Hyundai, Siemens, United Technologies, Johnson Controls), Черная металлургия(Северсталь), Производство стройматериалов (ЛСР),Химическая промышленность (Linde Gas),

НИОКР (Газпром, Норильский Никель, Русал, Русгидро, Сургутнефтегаз, Северсталь, Роскосмос, Росатом, Полиметалл, Intel, LG, Alcoa)

Добыча нефти и газа** (Сургутнефтегаз), Электроэнергетика(ОГК-2, ОГК-4), Переработка нефти и газа (СИБУР), Пищевая промышленность (Вимм-Билль-Данн), НИОКР (Сургутнефтегаз)

Добыча нефти и газа** (ТНК-ВР, Газпром Нефть, Русснефть, Славнефть), Переработка нефти и газа (СИБУР)

Переработка нефти и газа** (Газпром Нефть), Химическая промышленность (Титан), Пищевая промышленность(Unilever, Вимм-Билль-Данн, SUN Inbev), Машиностроение(Ростехнологии, Роскосмос)

Переработка нефти и газа** (Лукойл), Машиностроение(Ростехнологии, Роскосмос), Пищевая промышленность(Nestle, Вимм-Билль-Данн, Юнимилк, SUN Inbev), Химическая промышленность (Henkel)

Переработка нефти и газа** (Башнефть), Машиностроение(Ростехнологии), Пищевая промышленность (Вимм-Билль-Данн, Efes), Фармацевтическая промышленность(Фармстандарт)

Черная металлургия** (Мечел, ЧТПЗ, ЧЭМЗ, ОМК, ММК),Пищевая промышленность (Объединенные кондитеры, Балтика, Вимм-Билль-Данн, Coca-Cola), Машиностроение(Ростехнологии)

Черная металлургия** (Евраз Груп), Угольная промышленность (Евраз Груп, УГМК, Сибуглемет), Цветная металлургия (Русал)

Черная металлургия** (Северсталь), Химическая промышленность (Фосагро, Air Liquide)

Добыча нефти и газа** (Татнефть), Черная металлургия(ОМК), Машиностроение (ЧТПЗ)

Переработка нефти и газа** (Лукойл), Черная металлургия(Северсталь), Цветная металлургия (Русал), Пищевая промышленность (Imperial Tobacco, Вимм-Билль-Данн, Юнимилк), Машиностроение (Ростехнологии, Тракторные заводы)

Черная металлургия** (НЛМК), Машиностроение (Indesit, Тракторные заводы), Пищевая промышленность (Рошен, Черкизово, Юнимилк), Производство стройматериалов(Евроцемент)

Машиностроение** (АвтоВАЗ**, GM, Johnson Controls),Химическая промышленность (СИБУР, Тольяттиазот, Куйбышевазот), Электроэнергетика (Волжская ТГК), Пищевая промышленность (Danone)

Переработка нефти и газа** (Лукойл), Химическая промышленность (СИБУР)

Химическая промышленность** (ТАИФ**, Татнефть, BASF),Машиностроение (КАМАЗ)

Черная металлургия** (Евраз Груп), Горнодобывающая промышленность (Евраз Груп), Машиностроение(Уралвагонзавод), Пищевая промышленность (Юнимилк),Химическая промышленность (Ростехнологии)

Черная металлургия (НЛМК), Машиностроение(Объединенные машиностроительные заводы, Ростехнологии, Роскосмос, Росатом, Areva, Газпром, Ситроникс), Химическая промышленность (СИБУР, Unilever), Цветная металлургия(УГМК), Производство стройматериалов (Евроцемент, ЛСР),Пищевая промышленность (Русагро, Pepsi, Coca-Cola, Юнимилк, Orcla Food, Вимм-Билль-Данн)

Переработка нефти и газа (Роснефть), Машиностроение(Роскосмос, Ростехнологии, Электрощит, Тадем), Цветная металлургия (Alcoa), Пищевая промышленность (Nestle, Pepsi, Coca-Cola, Юнимилк, Вимм-Билль-Данн), Химическая промышленность (Linde Gas), НИОКР (Роснефть)

Машиностроение (Автотор, Телебалт, Philips), Пищевая промышленность (Heineken), Химическая промышленность(Linde Gas)

Добыча нефти и газа** (Газпром Нефть, Газпром, Chevron),Переработка нефти и газа (СИБУР)

Машиностроение (ГАЗ, Ростехнологии, Росатом, Объединенная судостроительная корпорация), Химическая промышленность(СИБУР), Пищевая промышленность (НМЖК, Coca-Cola, Вимм-Билль-Данн, Heineken), Фармацевтическая промышленность(Stada, Фармстандарт), НИОКР (Росатом, Intel)

Машиностроение** (Volkswagen**, Peugeot, General Electric, Siemens, Силовые машины, Volvo, Magna, Росатом, Роскосмос, Ростехнологии), Пищевая промышленность (SUB Miller)

Переработка нефти и газа (Газпром), Машиностроение(Сухой, РЖД, Ростехнологии), Химическая промышленность(Росатом), Пищевая промышленность (Балтика, Pepsi, Coca-Cola, Юнимилк, Солнечные продукты, Mars, Efes, Вимм-Билль-Данн, Heineken, Объединенные кондитеры), Электроэнергетика(Новосибирскэнерго, Русгидро), НИОКР (Samsung, Intel)

Черная металлургия** (Металлоинвест), Горнодобывающая промышленность (НЛМК), Производство стройматериалов(Евроцемент)

Машиностроение (Росвертол, Ростехнологии, Ростсельмаш, РЖД, Hyundai), Пищевая промышленность (Юг Руси, Балтика, Coca-Cola, Efes, Вимм-Билль-Данн)

Цветная металлургия (Русал, Красцветмет), Химическая промышленность (СИБУР), Машиностроение (Роскосмос, Ростехнологии, Тракторные заводы, РЖД), Пищевая промышленность (Балтика, Coca-Cola, Вимм-Билль-Данн, Юнимилк), Лесная промышленность (БАЗЭЛ)

Химическая промышленность (ТАИФ), Машиностроение(Ростехнологии, Schneider Electric), Пищевая промышленность(Efes, Юнимилк, Вимм-Билль-Данн)

Черная металлургия (ТМК), Электроэнергетика (Русгидро),Химическая промышленность (Волжский оргсинтез, СИБУР),Машиностроение (Ростехнологии), Пищевая промышленность (Coca-Cola)

Переработка нефти и газа (Русснефть), Горнодобывающая промышленность (Русская медная компания), Цветная металлургия (Мечел), Машиностроение (ТМК), Производство стройматериалов (СУ-155)

Машиностроение (Ford), Пищевая промышленность (Орими Трейд), Химическая промышленность (Nokian Tyres),Производство упаковки (Rexam)

Переработка нефти и газа** (Славнефть), Химическая промышленность (СИБУР, El Dupont de Nemours),Машиностроение (ГАЗ, Ростехнологии, РЖД, Татнефть, Komatsu), Пищевая промышленность (Балтика, Imperial Tobacco)

Черная металлургия (Кокс), Химическая промышленность(СИБУР), Угольная промышленность (Кузбассразрезуголь, Кокс, СДС), Электроэнергетика (ТГК-12), Пищевая промышленность (Юнимилк), Машиностроение(Ростехнологии)

Переработка нефти и газа** (ТНК-ВР), Машиностроение(Ростехнологии), Пищевая промышленность (Юнимилк),Химическая промышленность (Air Liquide)

Переработка нефти и газа (ТНК-ВР), Химическая промышленность (Лукойл), Добыча нефти и газа (Русснефть),Пищевая промышленность (ВАТ, Солнечные продукты),Машиностроение (Роскосмос, Росатом, Ростехнологии), НИОКР(Газпром, Cisco)

Химическая промышленность** (Уралкалий, Уралхим, Башкирская химия), Добыча нефти и газа (Лукойл), Цветная металлургия (ВСМПО-Ависма)

Пищевая промышленность (Балтика, Unilever, Объединенные кондитеры), Черная металлургия (Кокс), Машиностроение(Ростехнологии)

Добыча нефти и газа** (Лукойл, Роснефть), Переработка нефти и газа (Лукойл)

Электроэнергетика** (Росатом, Русгидро, КЭС-Холдинг),Химическая промышленность (Фосагро, Росатом), Черная металлургия (Северсталь)

Переработка нефти и газа** (Газпром), Добыча нефти и газа**(Газпром), Машиностроение (РЖД, УГМК, Deere & Co)

Цветная металлургия (Русал), Электроэнергетика(Евросибэнерго), Лесная промышленность (Группа Илим),Черная металлургия (Мечел)

Пищевая промышленность** (Mars**, Останкино),Машиностроение (Ростехнологии), Производство предметов гигиены (Kimberley Clark)

Переработка нефти и газа (Русснефть, БАЗЭЛ), Добыча нефти и газа (Роснефть, Газпром), Пищевая промышленность (Philip Morris, Юг Руси, Вимм-Билль-Данн), Машиностроение(Роскосмос, Ростехнологии), НИОКР (Роснефть, СИБУР)

Машиностроение (Соллерс, ГАЗ, Ростехнологии), Добыча нефти и газа (Русснефть), Пищевая промышленность (Orcla Food, Mars)

Добыча нефти и газа (Роснефть, Русснефть), Черная металлургия (Мечел, ЧТПЗ), Машиностроение (Ростехнологии, Роскосмос, Siemens), Пищевая промышленность (Вимм-Билль-Данн)

Добыча нефти и газа** (Газпром Нефть), Переработка нефти и газа (СИБУР)

Машиностроение** (Иркут**), Электроэнергетика(Евросибэнерго), Пищевая промышленность (Вимм-Билль-Данн, Heineken)

Переработка нефти и газа (Антипинский НПЗ),Машиностроение (Гидравлические машины и системы), Черная металлургия (УГМК), Фармацевтическая промышленность(Фармстандарт), НИОКР (Газпром)

Химическая промышленность (СИБУР), Машиностроение(Роскосмос, Ростехнологии, РЖД, Philips, Ситроникс), Пищевая промышленность (Балтика, Вимм-Билль-Данн, Объединенные кондитеры, Kelloq)

Машиностроение (Тракторные заводы, Ростехнологии),Пищевая промышленность (Юнимилк)

Добыча нефти и газа** (Башнефть), Электроэнергетика(Башкирэнерго), Машиностроение (КАМАЗ)

Черная металлургия (ТМК), Цветная металлургия (Русал, Ренова), Машиностроение (Ростехнологии)

Угольная промышленность** (ММК, Евраз Груп, Кузбассразрезуголь), Электроэнергетика (ТГК-12)

Черная металлургия (ММК, ОМК), Пищевая промышленность(Coca-Cola), Фармацевтическая промышленность (Валента)

Химическая промышленность** (Акрон), Цветная металлургия(Русская медная компания), Пищевая промышленность (Kraft Foods), Машиностроение (Ростехнологии)

Машиностроение** (Трансмашхолдинг, Alstom, ГАЗ),Химическая промышленность (СИБУР, Ростехнологии),Черная металлургия (Arcellor Mittal), Пищевая промышленность (Юнимилк)

Добыча нефти и газа** (Газпром**, Total), Переработка нефти и газа** (Газпром), Машиностроение (РЖД)

Химическая промышленность** (Сильвинит, Ростехнологии),Добыча нефти и газа (Лукойл)

Химическая промышленность (СИБУР, Газпром),Машиностроение (Ростехнологии), Цветная металлургия(УГМК), НИОКР (СИБУР), Пищевая промышленность(Юнимилк)

Химическая промышленность** (Башкирская химия, Синтез Каучук), Пищевая промышленность (Heineken)

Машиностроение (Samsung), Химическая промышленность(L’Oreal), Пищевая промышленность (Nestle)

Машиностроение (Трансмашхолдинг, Роскосмос, Ростехнологии), Пищевая промышленность (Объединенные кондитеры, Черкизово)

Производство стройматериалов (Евроцемент), Пищевая промышленность (Черкизово), Машиностроение(Ростехнологии)

Фармацевтическая промышленность (Фармстандарт),Пищевая промышленность (SUN Inbev), Машиностроение(Ростехнологии)

Химическая промышленность** (СИБУР, Procter&Gamble),Машиностроение (Ростехнологии), НИОКР (ThyssenKrupp)

Черная металлургия (ТМК), Машиностроение (Тагаз, ЭМАльянс, Сухой, Ростехнологии)

Машиностроение (Ростехнологии), Пищевая промышленность (Вимм-Билль-Данн)

Переработка нефти и газа (Роснефть), Химическая промышленность (Росатом, СИБУР, Роснефть),Электроэнергетика (Евросибэнерго), Пищевая промышленность (SUN Inbev, Вимм-Билль-Данн)

Машиностроение (Росатом, Ростехнологии, Тракторные заводы, Русэлпром), Пищевая промышленность (Юнимилк)

Пищевая промышленность (Danone), Производство стройматериалов (Dow Chemical)

Переработка нефти и газа (Роснефть), Машиностроение(Сухой), Черная металлургия (Амурметалл)

Машиностроение (Трансмашхолдинг, ГАЗ, Ростехнологии),Черная металлургия (Трансмашхолдинг, Газпром), Пищевая промышленность (Черкизово)

Ювелирная промышленность (Кристалл), Машиностроение(Ростехнологии, Siemens), Пищевая промышленность(Юнимилк)

Пищевая промышленность (SUN Inbev, Юнимилк), Химическая промышленность (СИБУР), Машиностроение (ГАЗ)

Пищевая промышленность (SUN Inbev), Стекольная промышленность (Asahi Glass)

Машиностроение (Соллерс, Ростехнологии), Пищевая промышленность (Coca-Cola, SUB Miller, Вимм-Билль-Данн)

Цветная металлургия** (Русал), Горнодобывающая промышленность (УГМК, Полиметалл)

Машиностроение (Ростехнологии, Роскосмос, ГАЗ, Тракторные заводы, ЭМАльянс, РЖД), Пищевая промышленность (Nestle)

Лесная промышленность** (Группа Илим), Электроэнергетика(Евросибэнерго)

Переработка нефти и газа (Марийский НПЗ), Машиностроение(Ростехнологии), Пищевая промышленность (Объединенные кондитеры)

Машиностроение (Трансмашхолдинг, Alstom, Ростехнологии),Химическая промышленность (Tarkett)

Химическая промышленность (Уралхим), Производство стройматериалов (Lafarge)

Переработка нефти и газа (Роснефть), Цветная металлургия(Русал), Производство стройматериалов (БАЗЭЛ)

Черная металлургия** (ТМК), Цветная металлургия (Русал, Русская медная компания)

Черная металлургия** (УГМК, Серовский завод ферросплавов),Электроэнергетика (ОГК-2)

Переработка нефти и газа (Роснефть), Химическая промышленность (СИБУР, Ренова Оргсинтез)

Машиностроение (Росатом, Ростехнологии), Химическая промышленность (BASF), НИОКР (Газпром, Heidelberg Cement)

Угольная промышленность (Мечел), Электроэнергетика(Дальневосточная ГК)

Машиностроение (Сухой), Парфюмерная промышленность(Avon), Производство упаковки (Rexam), Пищевая промышленность (Черкизово)

Машиностроение (Роскосмос), Пищевая промышленность(Danone), Фармацевтическая промышленность (KRKA),Производство упаковки (Alcan)

Химическая промышленность (Henkel), Машиностроение(Ростехнологии, Bosch)

Переработка нефти и газа (Роснефть), Химическая промышленность (Henkel), Машиностроение (АвтоВАЗ, Ростехнологии)

Производство стройматериалов (СУ-155), Машиностроение(СУ-155), Пищевая промышленность (Mars)

Производство стройматериалов (Новоросцемент, Интеко),Пищевая промышленность (Pepsi), Машиностроение (РЖД, Ростехнологии)

Производство стройматериалов (Saint Gobain, Kronospan),Пищевая промышленность (Tchibo), Фармацевтическая промышленность (Gedeon Richter)

Переработка нефти и газа (НК Альянс), Пищевая промышленность (Балтика, Heineken, Вимм-Билль-Данн)

Цветная металлургия** (УГМК, Русская медная компания),Черная металлургия (НЛМК)

Машиностроение (Ростехнологии, РЖД), Пищевая промышленность (Объединенные кондитеры, Черкизово)

Угольная промышленность** (СДС, Кузбассразрезуголь, Евраз Груп, Кокс, СУЭК)

Машиностроение (Ростехнологии), Химическая промышленность (Linde Gas, Akzo Nobel)

Пищевая промышленность (Cargill), Химическая промышленность (Татнефть)

Электроэнергетика (Русгидро), Производство стройматериалов (Евроцемент), Машиностроение(Ростехнологии)

Черная металлургия (Северсталь), Пищевая промышленность (Coca-Cola, Юнимилк), Фармацевтическая промышленность (Sanofi Aventis)

Машиностроение (Соллерс), Добыча нефти и газа (Татнефть),Химическая промышленность (Air Liquide)

Машиностроение (Трансмашхолдинг, Ростехнологии),Химическая промышленность (Henkel), Пищевая промышленность (Объединенные кондитеры)

Электроэнергетика (Русгидро), Химическая промышленность(Ренова Оргсинтез, El Dupont de Nemours), Пищевая промышленность (SUN Inbev)

НИОКР (Росатом), Машиностроение (Ростехнологии),Фармацевтическая промышленность (Stada), Пищевая промышленность (Вимм-Билль-Данн, Lotte Confectionary)

Машиностроение (ГАЗ, Ростехнологии), Производство стройматериалов (Saint-Gobain)

Черная металлургия (Златоустовский металлургический завод),Машиностроение (Роскосмос)

Угольная промышленность** (СДС, Кокс, Arcellor Mittal),Химическая промышленность (СДС)

Машиностроение (Ростехнологии), Фармацевтическая промышленность (Эвалар)

Примечание: звездочкой (*) отмечены города, объем промышленного производства которых учитывает значения прилегающих муниципальных образований (в том случае, когда они значительны – более 5 млрд. руб.). Двумя звездочками (**) отмечены отрасли и предприятия, имеющие градообразующее значение для конкретного населенного пункта

Можно предположить, что такое положение дел вкупе с воздействием экономического спада 1990-х и экономического бума 2000-х годов могло серьезным образом повлиять на структуру промышленных центров страны.

Объективно описать современную ситуацию мы можем на основе разработанного в 2012 году рейтинга 250 крупнейших промышленных центров России. В основе данного исследования лежит ранжирование городов страны по годовому объему промышленного производства.

Обобщая данные указанного рейтинга, можно отметить следующие основные итоги развития промышленного каркаса страны за 20 лет:

Не произошло коренных изменений с территориальной точки зрения расположения основных промышленных центров – по-прежнему они сосредоточены в Центральной России (27% городов списка), Поволжье (24%) и на Урале (16%). Аутсайдерами списка являются Северный Кавказ (3 города) и Дальний Восток (7 городов). На территории России можно выделить пять неравных по размеру, влиянию на экономику и перспективам развития групп промышленных центров, дисбаланс в развитии между которыми является основным системным риском не только для экономического, но и для пространственного развития страны.

Группа №1, являющаяся наиболее крупной, формируется из «старых» промышленных центров, построенных в советский период, которые за счет выгодной мировой рыночной конъюнктуры последних 10-12 лет (прежде всего на сырьевые продукты и продукты низких переделов) смогли провести самомодернизацию производственных мощностей. Отраслевую основу этой группы составляют сектора нефтегазовой и металлургической специализации, собственниками преимущественно являются крупные российские компании. Территориальная структура размещения старых промышленных центров включает 140 городов из 250 городов рейтинга.

Именно на основе подъема сети успешных «старых» центров промышленности сформировались инвестиционные и бюджетные драйверы роста экономики России в период 1999-2008 годов, то есть, города данной группы на сегодня являются каркасом современной социально-экономической устойчивости России. Но в этом же заключается и основной риск, так как промышленная экономика, основанная на предприятиях старых технологических укладов, производящая преимущественно сырьевые и полусырьевые продукты, и, как следствие, во многом зависящая от внешних факторов, не сможет быть полноценно конкурентоспособной уже в перспективе ближайших 10-15 лет.

Группа городов №2, занимающая второе место по объему промышленного производства – это промышленные центры «потребительской индустриализации». Территориально они привязаны не к городам, а к 7-8 крупнейшим городским агломерациям России, с доминированием Московской агломерации. Факт их появления и развития связан с потребительским бумом 2000-х годов, а также с рядом государственных мер таможенного регулирования, стимулирующим импортозамещение. Как следствие роста уровня доходов населения были запущены активные инвестиционные процессы в отраслях промышленности, направленных на удовлетворение спроса в потребительских товарах, то есть туда, где в советский период имело место хроническое недоинвестирование. Первая волна формирования таких центров по объективным причинам имела иностранное финансирование, во второй половине 2000-х годов сформировалась и группа успешных российских предприятий потребительского сектора.

В последние годы развитие центров «потребительской индустриализации» позиционируется как важное достижение государственной промышленной политики. На самом деле их формирование является естественным процессом заполнения потребительского вакуума, имевшего место в 80-90-е годы, и такое бурное их развитие прочно связано с ростом уровня жизни в крупнейших городах, прежде всего, в промышленных центрах группы №1. Создание новых предприятий пока не привело к появлению в стране полноценных центров управления и разработок, что минимизирует их инновационный эффект для экономики.

Группа центров №3 – это старопромышленные города, которые так и не смогли восстановить промышленный потенциал советского времени. Условно данную группу можно назвать центрами «промышленной стагнации». При этом часть городов данной группы смогли достичь приемлемого уровня жизни за счет экономической трансформации в сторону сервисных секторов специализации – торговли или логистики. Указанная трансформация стала возможной за счет их географического положения – наличие порта, железнодорожных и автодорожных узлов, близость к основным сельскохозяйственным или туристическим районам страны, включенность в активные миграционные потоки. Другая часть центров промышленной стагнации превратилась в территории потребления федеральных бюджетных дотаций, так как они не только не смогли восстановить свой промышленный потенциал, но и не сумели в нужной мере развить альтернативные экономические специализации.

Именно города-потребители федеральных дотаций являются наиболее проблемными узлами пространственного каркаса страны. Они испытывают постоянный отток наиболее образованного и активного населения и все больше деградируют с инфраструктурной точки зрения.

Группа центров №4 – города «промышленной инновации» – является самой малочисленной. Это города, чей промышленный потенциал основан на развитии отраслей пятого (актуального) технологического уклада. Их формирование происходило в последние 20 лет советской власти, практически все центры имеют формат ЗАТО или наукоградов, находясь под полным или частичным контролем государства. Именно в этих центрах сосредоточен собственный промышленно-технологический потенциал России, наиболее актуальные и востребованные производственные инновации. Центры «промышленных инноваций» находятся в разном экономическом положении, прежде всего, из-за того, что их продукция имеет особенности, затрудняющие ее экспорт, а внутренний рынок потребления высокотехнологичной продукции слабо развит. Из-за этого ряд потенциально перспективных промышленных центров деградирует и теряет молодое население.

Территориально каркас городов «промышленных инноваций» тяготеет к основным научным центрам страны или к сети ЗАТО – географически сформированной в логике военно-стратегической безопасности. Сеть этих центров не имеет прочных связей между собой и без активной государственной политики имеет большой риск потери существующего инновационного потенциала.

Группа городов №5 – это федеральные столицы Москва и Санкт-Петербург, которые остались крупнейшими промышленными центрами страны и включают предприятия всех предыдущих групп. Их сохраняющееся высокое влияние на промышленный каркас страны несет два системных риска. Первый риск связан с недостаточной интенсивностью и качеством их промышленного развития – до сих пор значительную долю промышленного потенциала столиц составляют предприятия невысоких переделов. Второй риск – их гипертрофированное развитие по отношению к прочим городам России, пространственная структура которой требует более сбалансированного каркаса центров.

Таким образом, Сформировавшаяся структура промышленных центров России демонстрирует существенные территориальные и структурно-экономические дисбалансы развития, что во многом связано с использованием для развития лишь естественно сложившихся драйверов роста и с низким уровнем эффективности государственных мер регулирования и поддержки развития промышленности страны.

Для каждого из приведенного типа центров необходима выработка согласованных между собой государственных промышленной и региональной политик. Ряд городов, созданных в советский период в тяжелых климатических условиях (прежде всего, на Севере России), требует внедрения политики «управляемого сжатия». В ряде регионов необходимо сконцентрировать усилия по созданию на базе существующей системы расселения центров «новой индустриализации», в противовес политике распределения несфокусированных бюджетных трансфертов, иначе будет нарастать риск перехода этих центров в депрессивную группу №3. При этом политика «новой индустриализации» должна быть основана не только на развертывании новой промышленной инфраструктуры, но и на создании элементов саморазвития промышленного кластера – это высшее и среднее профессиональное образование, научно-исследовательская инфраструктура, новая энергетика, эффективный внешний и внутренний транспорт.

Общим трендом промышленной и региональной политики должно стать развитие городских агломераций и мегалополисов, для целей перехода от существующей структуры из 5-6 развитых городских агломераций (Москва, Санкт-Петербург, Екатеринбург, Новосибирск, Ростов-на-Дону, нефтяная агломерация ХМАО), к структуре из 12-17 крупных мегалополисов (в т. ч. международных), включающих до 60% всех городских поселений страны и характеризующихся доминированием в промышленной структуре производств 4-6 технологических укладов.

Именно на базе крупных агломераций и городских мегалополисов можно рассчитывать на промышленный инновационный бум, ввиду того, что основной ресурс для этого – образованное население имеет максимальную концентрацию в такого рода центрах. Сохранение же существующей тенденции по превалированию естественных механизмов трансформации приведет к дальнейшему усугублению структурных дисбалансов в пользу упрощенной сырьевой промышленной структуры страны с сохранением территориальной разобщенности.

Http://21russia. ru/article/economics/2012-03-29/452

Премьер-министр России Владимир Путин поручил Минэнерго и Федеральной антимонопольной службе разобраться с дефицитом топлива, возникшим в конце апреля в Алтайском крае. Там в минувшие выходные из-за нехватки горючего закрылось большинство независимых АЗС. Оставшиеся заправки были вынуждены повысить цены на 20 процентов, тогда как у бензоколонок крупных сетевых компаний возникли многокилометровые очереди. В результате эти АЗС были вынуждены продавать бензин исключительно по карточкам постоянного покупателя – не более 20 литров в одни руки.

Ситуация, сложившаяся на Алтае, обсуждалась на встрече представителей ФАС и Российского топливного союза. Антимонопольщики традиционно обвинили в сложившейся ситуации нефтяников. Виновными в топливном кризисе их назвали и владельцы независимых АЗС: по их словам, |Газпром нефть| и |Роснефть|, контролирующие 50 процентов рынка на Алтае, сократили поставки горючего, из-за чего и возник дефицит.

При этом сами компании с таким обвинением не согласились – они сообщили, что поставляют топливо в регион в обычном объеме. Сами нефтяники считают, что топливный кризис и закрытие ряда независимых заправок – это следствие жесткого контроля над стоимостью бензина, инициированного ФАС в начале 2011 года.

В январе 2011 года Федеральная антимонопольная служба заинтересовалась годовым ростом цен на дизельное топливо: если бензин в 2010 году подорожал, по различным сведениям, на 6-11 процентов, то дизель – на 34 процента. В ходе разбирательств ФАС не нашла нарушений: нефтяники оправдались |рыночной конъюнктурой| и увеличением налоговой нагрузки.

По данным |Росстата|, за 4,5 месяца с начала года бензин в России подорожал на 2,3 процента. При этом стоимость литра Аи-92 и Аи-95 увеличилась всего на 0,3 и 0,6 процента соответственно. Цена на дизель с начала года выросла на 1,1 процента.

Однако российское правительство не оставило без внимания подорожание горючего: в начале февраля Владимир Путин потребовал от заправок снизить розничную стоимость. В результате за неделю это горючее подешевело на АЗС сетевых компаний в среднем на рубль. Правда, нефтяники заявили тогда, что причиной снижения цен стало не распоряжение Путина, а удешевление горючего на оптовом рынке.

В середине февраля к владельцам заправок обратилось Минэнерго, рекомендовавшее им снизить цены и на бензин. Самыми организованными оказались московские АЗС: за два дня цена за литр топлива упала на них на один рубль. А в конце марта глава ФАС Игорь Артемьев доложил Путину, что ситуация со стоимостью топлива нормализовалась во всех регионах России. При этом премьер-министр поручил ФАС и дальше следить за ситуацией вокруг горючего.

В начале апреля бензин начал дорожать на спотовом (рынок мгновенных сделок по текущей цене) и мелкооптовом рынках, что заставило аналитиков говорить о росте цен на розничном рынке. Кроме того, эксперты предупредили о возможном дефиците бензина: впервые за долгое время экспортировать топливо стало гораздо выгоднее, чем продавать его на внутреннем рынке. Кроме того, в апреле на профилактический ремонт должны были закрыться нефтеперерабатывающие заводы в центральных районах России, а в мае – и в Сибири.

В итоге аналитики оказались правы: первым регионом, в котором стало не хватать бензина, оказался Алтайский край. Кроме того, по словам президента РТС Евгения Аркуши, в настоящее время проблемы с топливом уже наблюдаются в Санкт-Петербурге, Воронеже, Новосибирске и на Сахалине.

Однако пока конкретных фактов из |проблемных| регионов практически не поступает. Так, управление ФАС по Санкт-Петербургу проверило местные заправки и пришло к выводу, что топливный кризис региону не угрожает. На это президент |Нефтяного клуба Санкт-Петербурга| Олег Ашихман им ответил, что через 10 дней городские заправки будут вынуждены ввести ограничение на продажу топлива.

По состоянию на 18 апреля, средняя стоимость бензина в России составила 23,48 рубля за литр, дизеля – 23,34 рубля. Дороже всего бензин обходится жителям Анадыри – 36,99 рубля за литр, дешевле всего – жителям Кемерово – 20,26 рубля.

Сообщения о нехватке бензина и дизеля также поступают из Томска, Мурманска, Воронежа и Брянска. Евгений Аркуша пригрозил топливным кризисом и московскому региону, однако власти поспешили заверить СМИ и столичных водителей, что городу горючего хватит еще надолго.

В сложившейся ситуации появились две стороны, которые постоянно противоречат друг другу: нефтяники и представители власти. Первые регулярно грозят стране топливным кризисом, желая вызвать ажиотаж среди населения. При этом нефтяники называют только один, выгодный для себя выход из ситуации – разрешение заправкам со стороны государства повысить цены на горючее. Однако с ними спорят чиновники, которые отпускать цены не желают, поскольку это в очередной раз вызовет недовольство автомобилистов.

При этом нефтяные компании, которые увеличили экспорт топлива в ущерб внутреннему рынку, желают снять с себя ответственность. Так, |Газпром нефть| сообщила, что ее заправки по всей России не испытывают дефицит топлива. Компания отмечает, что с начала 2011 года увеличила объем поставок на внутренний рынок на 10 процентов – по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. При этом не уточняется, как за последние месяцы изменялись объемы поставок топлива со стороны |Газпром нефти| независимым АЗС.

Чем закончится столкновение нефтяников и государства, сейчас оценить вряд ли кто-то решится: пока обе стороны упорно настаивают на своей правоте. Однако спор уже вызвал панику у населения и заставил многих водителей запасаться бензином впрок, к тому же, возможно, по крайне невыгодной цене. В дальнейшем кому-то придется уступить – и тогда либо в России действительно настанет дефицит бензина, либо цена на горючее опять повысится на порядок. Есть и третий вариант – властям и нефтяникам удастся договориться увеличить поставки горючего на внутренний рынок по существующим ценам. Однако в такое развитие события верится меньше всего.

Http://www. spbcar. ru/news/archive/print/2011/4/27/35126

По разведанным запасам нефти Россия входит в число ведущих нефтедобывающих стран мира. В ее недрах сосредоточено 12-13% мировых запасов нефти.

История развития нефтедобывающей промышленности в России характеризуется периодами роста и падения основных показателей. Максимальный уровень добычи нефти в России был достигнут в 1987-1988 гг. (более 560 млн. т.) за счет начала разработки главной нефтяной базы страны − Среднего Приобья в Западной Сибири. Впоследствии, с распадом СССР, произошло резкое снижение добычи, т. к. Россия потеряла доступ ко многим месторождениям. К началу XXI в. добыча стабилизировалась на уровне чуть более 300 млн. т. в год, а в 2005 г. в силу благоприятной ценовой конъюнктуры выросла до 460 млн. т. В соответствии с прогнозируемым социально-экономическим развитием страны добыча нефти для удовлетворения внутренних потребностей и экспортных поставок к 2020 г. должна составить 450 млн. т в год.[7, 120]

Основные тенденции развития нефтедобывающей промышленности заключаются в росте числа предприятий за 1995-2005 гг. в 5,8 раза, численности промышленно-производственного персонала − в 1,4 раза, рабочих − в 2 раза. Положительной тенденцией является рост индекса промышленного производства за последние годы. (табл. 2)

Первые нефтепромыслы появились в России еще в конце XIX в. на Кавказе и в Предкавказье, которые сохраняли свои лидирующие позиции в нефтедобыче до середины XX века. В военные и послевоенные годы в разработку последовательно вовлекались новые месторождения: в Башкортостане − Туймазинское, Шкаповское, в Татарстане − Бавлинское и Ромашкинское. Позже в эксплуатацию вступили месторождения в Самарской области − Мухановское, в Пермской области − Яринское и др. С середины 1950-х гг. главным нефтедобывающим районом страны стала территория между Волгой и Уралом, на которой за десятилетие добыча нефти увеличивалась почти в 4 раза. В настоящее время Волго-Уральская нефтегазоносная провинция дает примерно 24% нефти в стране и является наиболее изученной и освоенной.

С 1964 г. началась промышленная эксплуатация западно-сибирских месторождений нефти, что позволило увеличить объемы ее добычи за 1970-е г. более чем вдвое и занять 1-е место в мире. Сейчас этот регион дает 69,6% российской нефти, которая отличается к тому же высоким качеством.

Действующей и довольно перспективной является Тимано-Печорская нефтегазовая провинция (2,5% российской добычи), где эксплуатируется крупнейшее месторождение − Усинское. Добыча здесь осуществляется дорогим шахтным способом, причем качественные параметры нефти характеризуются большим наличием тяжелых фракций.[7, 122]

Таким образом, основные районы добычи нефти − Западно-Сибирский, Волго-Уральский и Тимано-Печорский. Кроме того, начата разработка месторождений на шельфе острова Сахалин, в шельфовых зонах Баренцева, Карского и Охотского, Каспийского морей. По прогнозам, примерно 70% территории шельфа перспективны для поиска нефти и газа.

В региональном разрезе нефтедобычи очевидно, что сохраняется явное лидерство Тюменской области, дающей 65,9% нефти в стране (табл. 3). На ее территории основным районом добычи нефти является Ханты-Мансийский автономный округ; 2-е и 3-е места соответственно занимают Поволжье, где выделяются Республика Татарстан, и Урал с несколькими нефтедобывающими субъектами − Республикой Башкортостан, Пермской и Оренбургской областью.

Замедление развития нефтедобычи в 1990-е гг. связано с кризисом всей российской экономики, а также с объективными причинами, в частности с качественным ухудшением сырьевой базы этой отрасли. Основные нефтегазоносные провинции вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Доля трудноизвлекаемых запасов достигла 55-60% и продолжает расти; по прогнозам, к 2010 г. она может достичь 70%. Время открытия гигантских месторождений, за счет которых обеспечивались приросты запасов, а издержки развития и добычи снижались, прошло. Начальный ресурсный потенциал «новых» нефтегазоносных провинций (Западная Сибирь) в разы меньше, чем «старых» (Кавказ, Урал, Поволжье).

Характерной чертой размещения современной нефтедобывающей промышленности является продвижение ее на север, в том числе на полуостров Ямал, где находится одно из крупнейших нефтегазовых месторождений − Русское. Однако нефть в этом месторождении имеет низкое качество и ее нельзя транспортировать по трубопроводам. Начата добыча нефти в Арктике, на шельфе у острова Колгуев (Песчано-Озерское месторождение).

Перспективным районом добычи нефти является также Дальний Восток, где особенно выделяется остров Сахалин. В разработке месторождений активное участие принимают иностранные инвесторы.

Добычей нефти в настоящее время занимаются главным образом российские нефтяные компании: «Лукойл», «Татнефть», ТНК, «Сибнефть», «Сургутнефтегаз», ЮКОС. Они же являются экспортными лидерами. Общий объем поставок нефти «Лукойл», ЮКОС, «Сургутнефтегаз» и ТНК составил в 2001 г. 53,6% всего российского экспорта. Эти компании диктуют на внутреннем рынке высокие цены на нефть и определяют взаимоотношения России с другими нефтедобывающими странами, в основном с ОПЕК.[3, 214]

Нефть является важным исходным сырьем для химии и нефтехимии. Она перерабатывается на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтехимических комбинатах (НХК), где выпускается большое количество различных видов нефтепродуктов в виде топлива и углеводородного сырья для промышленности органического синтеза и полимерной химии.

В первичную переработку поступает ежегодно более 50% добываемой нефти; Основными видами производимой продукции являются бензин (19% всей продукции), дизельное топливо (более 28%) и топливный мазут (около 28%). Из бензина производят автомобильный бензин, составляющий 83% производства. Эффективность переработки нефтяного сырья по мере развития отрасли возрастает, в 2005г. она составила 79%.

Тенденции нефтеперерабатывающей промышленности (табл. 4) характеризуются увеличением количества предприятий за последние 15 лет в 24,2 раза, ростом индекса физического объема продукции, ростом рентабельности. Однако при этом происходит повышение затрат на единицу производимой продукции, что объясняется выработанностью старых предприятий и повышением расходов на разработку новых.

Http://geolike. ru/page/gl_4632.htm

Первые нефтезаводчики Поволжья Они положили начало производству в России смазочных масел

Одним из самых ярких периодов развития России принято считать 60-80-е годы ХIХ века. Триумф паровых машин в промышленности, технические новшества в сельском хозяйстве, деловая активность в железнодорожном строительстве – всего и не перечесть. Причем, наиболее полно подобный "бум модернизации" проявлялся на обширных территориях бассейна Волги – в Центральном промышленном, Средне-Волжском и Юго-Восточном районах.

Ибо здесь быстрее, чем где-либо, возводились машиностроительные заводы, текстильные и мукомольные фабрики, возникали железнодорожные узлы. Нарастали грузовые перевозки. А значит, росла потребность в более эффективных видах топлива, качественно новых смазочных материалах.

Универсальным сырьем в решении топливной проблемы выступала нефть, которую издавна – как в сыром, так и частично переработанном виде – привозили с Кавказа во внутренние районы страны. А так как открыть промышленно значимые запасы "черного золота" на берегах Волги (в частности, в Самарской губернии, где отмечались его выходы на поверхность) пока не удавалось, то основная роль в удовлетворении все более растущих потребностей отечественной промышленности по-прежнему отводилась кавказской нефти.

Однако на пути реализации этой задачи стояли, по крайней мере, две весьма значимые проблемы: во-первых, удаленность мест добычи и переработки от потребителя и, во-вторых, "узкая" специализация большинства кавказских нефтеперегонных заводов, направленная в основном на производство керосина. А ценнейшие "остатки" нефтеперегонки, годные для изготовления смазочных масел, не находили сбыта и часто просто сжигались или сбрасывались в огромных количествах в Каспийское море. Это делала (поблизости от Баку) даже наиболее передовая по тем временам в технологическом плане фирма Нобеля.

Помимо кавказских, на юге России функционировали еще 12 нефтеперерабатывающих заводов: четыре – в Одессе, три – в Херсоне, пять – на Тамани и в Керчи. Но и им были свойственны те же проблемы и, в частности, удаленность от основной массы потребителей. А значит, еще более возрастала актуальность решения основного вопроса – где строить новые НПЗ.

Здесь мнения разделились. Одни считали, что "нефтеперегонное дело" надо развивать там, где и сырье под рукой, и уже давно работают заводы. Другие, наоборот, уверяли, что нефть стоило бы вести, к примеру, по Волге поближе к потребителю и перегонять уже на месте. Против второго "пути" выступили бакинские промышленники, боявшиеся потерять свои монопольные позиции. За создание новых НПЗ в Поволжье ратовали, прежде всего, ученые и общественные деятели во главе с Дмитрием Менделеевым.

Побывав летом 1860 г. на Кавказе и посетив Сухаранский завод "Закаспийского торгового товарищества" на Апшеронском полуострове, ученый предложил организовать отсюда перевозку керосина и нефти в центральные районы России. Сначала по Каспию до Волжского перевала на судах с особыми резервуарами, затем до Нижнего Новгорода, где можно было со временем построить крупный НПЗ, – "наливными" баржами. Данное предложение, однако, поддержано не было.

Но и Менделеев не сдавался. В 1866-1867 гг., выступая с лекциями "по нефти" в Русском техническом обществе, он снова обращается к вопросу "устроения" нефтеперерабатывающих заводов в Центральной России. На этот раз свою идею он подкрепил целым рядом конкретных примеров.

Одной из "первых ласточек" стал построенный в 1865 г. в Астрахани выходцем из Владимирской губернии купцом Федором Смоляниновым завод по производству смазочных масел из нефтяных остатков, что доставлялись морем из Баку.

Спустя два года в селе Коржавино (около Мурома) было основано еще одно предприятие. Нефть и мазут сюда привозили по железной дороге со складов Нижнего Новгорода. Местный завод быстро набирал производственную мощность и уже спустя пять лет производил в значительных количествах керосин, смазочные масла и "мылонафт" (его получали посредством очистки керосиновых дистиллятов). Список потребителей его продукции по тем временам был весьма впечатляющим: Сормовский машиностроительный завод, текстильные фабрики Ярославля, Москвы, Твери, Серпухова, фабрики Владимирской губернии, Вязников, Вышнего Волочка.

Вернемся, однако, в Поволжье. В 1871 г. под Сызранью, в селе Печерском и под Бахиловым, налаживаются два асфальтовых и одно гудронное производства, известные как предприятия Общества Сызранско-Печерской асфальтовой и горной промышленности.

В 1872 г. в Ярославле открывается завод, на котором стали получать колесную мазь и кристаллическую соду.

В 1873 г. в селе Варя Нижегородской губернии бакинский нефтепромышленник И. Тер-Акопов открыл собственное нефтеперерабатывающее производство. Здесь выпускались осветительные и смазочные масла, мазут и гудрон, мыло и конские мази. Уже в 1910 г. журнал "Нефтяное дело" характеризовал этот завод как "крупнейшее нефтеперерабатывающее предприятие внутренней России" и приводил в подтверждение своих слов следующие данные: ". по состоянию на 1909 г. из более чем 1,5 тыс. пудов сырой нефти здесь производилось свыше 28% керосина и более 70% нефтяных остатков. Из последних посредством перегонки получали 44% машинного масла, 4,5% – веретенного, 15% – легких и соляровых масел, 12% – так называемых тяжелых, 0,7% – цилиндрового. "

Причем, следует отметить, что у Варинского завода была неплохо налажена транспортная инфраструктура – собственный флот на Каспии и Волге, вагонетки-цистерны и пр. – и развита сеть хранилищ в Астрахани, Баку, Варшаве, Вильно, Лодзи, Москве, Павлове, Санкт-Петербурге, Серпухове, Сморгони и Томске, а также агентство в Германии. Предприятие осуществляло широкую торговлю керосином, нефтью, минеральными маслами как на территории России, так и за границей.

Когда Тер-Акопов еще только начинал свое дело в Нижегородской губернии, выдающийся русский предприниматель Виктор Рогозин провел здесь первые опыты по разложению нефтяных остатков. С этой целью в 1874 г. он добился разрешения построить, как теперь сказали бы, экспериментальный завод, где вместо традиционных перегонных кубов использовал камеры разложения нефти посредством перегретого пара. Испытания прошли успешно, и год спустя Рогозин перевел завод в Балахну, что в 40 км от Нижнего, а в 1879-м пустил еще один, подобный ему, – в селе Константиново под Ярославлем.

Завод в Балахне, вскоре расширенный, выпускал ежегодно не менее 100 тыс. пудов смазочных масел по совершенно новой по тем временам технологической схеме: мазут нагревали до 300оС, затем через него пропускали перегретый водяной пар, который увлекал за собой в холодильное устройство масла, где они отделялись от воды. Полученные таким способом смазочные материалы в 1876 г. экспонировались на Всемирной выставке в Париже, и после успеха на ней в том же году большие их партии были поставлены во Францию на сумму свыше 700 тыс. франков. А уже два года спустя практически весь военно-морской флот этой страны перешел на использование исключительно "масел от Рагозина". В самой России эти масла по достоинству оценили на железнодорожном транспорте: их применение на треть сократило расход угля, а рагозинский "масляный гудрон" в восемь раз повысил эксплуатационный пробег вагонных букс.

Что касается завода в Константинове, то уже в год своего основания (1879) там производили веретенное, машинное, вагонное масла объемом 570 тыс. пудов ежегодно, широк был ассортимент осветительных масел и иных продуктов нефтепереработки. Все это дало право спустя 13 лет после начала эксплуатации данного предприятия утверждать журналу "Нефтяное дело", что "Константиновский завод занимает первое место как по количеству перерабатываемых продуктов, так и по характеру фракционируемых дистиллятов".

Как бы косвенно отечественному журналу вторило и влиятельное американское издание Engineering, утверждая, что "в отношении смазочных масел не может быть никакого сомнения, что русский продукт имеет огромные преимущества перед американским. Русские масла выдерживают самые строгие испытания и вместе с тем обладают замечательно высокой вязкостью относительно их удельного веса".

– Пора, пора думать, указывать и возбуждать новые предприятия! – призывал, между тем, Дмитрий Менделеев в 1881 г. в своей брошюре "Где строить нефтяные заводы?" Кредо великого ученого ясно формулировалось уже в ее первом абзаце: "С развитием внутреннего потребления керосина, внутреннего и заграничного потребления смазочных масел, нефтяного газа, вазелина и тому подобных нефтяных продуктов – ныне пришла настоящая пора строить заводы в Центральной России, куда бакинскую и вообще кавказскую нефть можно довозить в сыром виде водою. Внутренние русские заводы будут давать и разнообразнейшие вещества, и торговлю поведут правильную, и собьют цены с нефтяных продуктов, и барыши все же станут иметь хорошие, а потому и будут в силах завести обширную заграничную торговлю нашими нефтяными товарами".

Свою убежденность Менделеев доказывал еще и тем фактом, что промышленность достигает наибольшего развития при максимальном сближении производителей с потребителями. А значит – нефтеперегонные заводы должны находиться вблизи центров потребления, а не добычи сырья. При этом ученый ссылался на все тот же опыт американцев, заявляя, что они ведут перегонку нефти исключительно в таких центрах потребления, как Филадельфия, Нью-Йорк и т. п.

Где же конкретно предлагал ученый "возбуждать новые предприятия"? "Выгоднейшими местами, – считал он, – будут, идя вверх по Волге: Царицын и Саратов, ибо там начинается железный путь, идущий в центры России и доходящий до Риги, Либавы и пр., где почти весь год можно водою отправлять грузы за границу; Сызрань и Самара: потому что из этих портов на Волге идет железный путь не только в центры России и до балтийских городов, но и на восток – к Оренбургу; Казань – берега Камы; Пермь: потому что восток России и Сибири снабжается нефтяными продуктами через эти ворота; Нижний, Кострома, Ярославль, Рыбинск, даже Тверь: потому что из этих портов Волги, куда можно дешево доставить сырую нефть, железные дороги свезут нефтяные товары круглый год, лишь бы был спрос и готовый товар, во все концы русского и западноевропейского рынка".

Причем, особенно желательно, по мнению Менделеева, было учреждение в первую очередь малых заводов, наиболее способных к росту, развитию дела, конкуренции. К тому же именно малые предприятия, у которых только один хозяин, легче осуществляют все технические и торговые операции.

Правильность и обоснованность выводов ученого по отношению к малым НПЗ нашла свое практическое подтверждение. Еще в 1874 г. во Владимирской губернии, около станции Колокша, был построен небольшой завод нефтяных продуктов, производивший колесную мазь, вар, скипидар, голландскую сажу. Предприятие это оказалось вполне жизнеспособным и работало даже в 1914 г.

В 1875 г. в Симбирской губернии, под Сызранью, заработал асфальтовый заводик; по соседству с ним, в селе Батраки, – другой, выпускавший асфальт и гудрон. Оба этих предприятия входили в состав "Товарищества Сызранского асфальтового завода".

Наконец, в 1881 г. "Товарищество русско-американского нефтяного производства" организовало первую "гонку нефти" под Москвой, в селе Кусково. Там было восемь нефтеперегонных кубов, вырабатывавших керосин, астролин, смазочное масло, минеральный деготь. Вскоре известный промышленник Петр Губонин выкупил его и к 1896 г. повысил производственные мощности до 12 кубов. Связан расцвет завода и с именем Дмитрия Менделеева, внедрившего здесь новый способ непрерывной перегонки нефти: он был основан на использовании теплоты горячих нефтяных остатков с целью подогрева самой нефти, поступающей в куб особой конструкции.

Около трети "кусковской" продукции, отмеченной к тому времени несколькими российскими и международными наградами, шло за границу – во Францию, Германию, Англию. К 1914 г. на предприятии была проведена очередная реконструкция, позволившая повысить не только его мощность, но и расширить ассортимент выпускаемой продукции за счет производства бензина.

С начала 80-х годов XIX века создание НПЗ в центральных районах России, и, прежде всего, в Поволжье, шло ускоренными темпами. Так, с 1882 г. очисткой керосина стала заниматься предпринимательница Е. Гордеева на своем заводе в деревне Печищи, что в Казанской губернии. В том же году некто К. Зиллер открыл завод в Москве, который к 1914 г. вырабатывал различных нефтепродуктов на сумму в 1 млн рублей.

В 1884 г. братья Микаэлян основали технохимический завод под Нижним Новгородом, в деревне Бурнаковка. Он вырабатывал смазочные масла и к 1914 г. насчитывал до 60 рабочих.

В 1885 г. П. Царевский открыл фабрику колесной мази в деревне Черная Костромской губернии. К началу первой мировой войны предприятие это производило товара на сумму 30 тыс. рублей.

С 1890 г. небольшой заводик И. Иванова в селе Молитовка Нижегородской губернии выпускал асфальтовую мастику. Три года спустя в той же губернии, под Балахной, начал производство осветительных и смазочных материалов Торговый дом "Д. Высоцкий и Р. Гец". А в Ярославской губернии, в селе Дядьково, с 1891 г. подобное производство наладил заводчик Д. Друженков. Годом раньше при керосиновых складах в г. Царицыне завод смазочных масел основал М. Мискарев.

В 1893 г. производство, очистку и продажу керосина освоил Торговый дом "Криг и Лист" в Москве.

С 1894 г. асфальтовое производство в Сызрани наладил П. Куперин. В том же году в селе Вервилово под Рыбинском И. Щербаков начал производить осветительные и смазочные масла, а также гудрон, мазут и колесную мазь.

В 1899 г. при станции Князевка под Саратовом заработал нефтеперегонный завод, который стал выпускать керосин, смазочные масла, гудрон. Принадлежал он нефтепромышленному и торговому обществу "Петроль" с главной конторой в Баку.

В 1900 г. в Сызранском уезде заводчик из Балахны И. Иванов открыл асфальтовое производство. Спустя два года, уже под Балахной, Ш. Минухин основал технохимический и нефтеперегонный завод, изготовлявший смазочные масла, колесную мазь и олифу. В те же годы в других населенных пунктах Нижегородской губернии, как грибы после дождя, появляются "нефтяные заводики" Треппеля и Позняка, Персица, Саркисова, Миркина, хотя таковыми все эти "предприятия", специализировавшиеся в основном на выработке вазелинового и гарного масел, становились, скорее, по необходимости, под давлением фискальных служб. Журнал "Нефтяное дело" отмечал по их поводу, что "там ставились небольшие аппараты для перегонки нефти и ее остатков. Все это делалось в основном для того, чтобы избежать таким образом необходимости оплачивать акцизные потери при переработке".

Такова была в общих чертах картина становления и развития нефтеперерабатывающей промышленности на обширных территориях Поволжья. По подсчетам того же Менделеева, уже к 1893 г. здесь, помимо 135 кавказских НПЗ, действовали 32 предприятия аналогичного профиля. Соответственно, увеличивался завоз на Волгу кавказских нефти и нефтепродуктов: в 1880 г. – 10 млн пудов, в 1890 г. – 61 млн, в 1902-м – 359 млн. Однако в данных поставках все же преобладали нефтяные остатки и керосин, сырая нефть занимала лишь третье место, опережая по своим объемам лишь смазочные масла.

Такое соотношение – явно не в пользу "черного золота" – существенно ограничивало темпы развития сети нефтезаводов в центральной части России, на что, кстати сказать, постоянно обращал внимание Менделеев. Он считал более целесообразным для них "фабриковать не нефтяные остатки, а самую нефть" с тем, чтобы керосин был "побочным продуктом" производства других, более ценных нефтепродуктов. К тому же, как замечал ученый, пять месяцев в году Волга бывает скована льдом, и "хранить в это время надо сырую нефть, а не керосин, более способный к утечке". Кстати, проблему нефтехранилищ в те времена успешно решала российская техническая контора инженера А. Бари – она имела свои отделения во многих приволжских городах, развернув там широкое строительство нефтяных резервуаров.

В целом же усилия первых русских нефтезаводчиков, не только наладивших новое по тем временам производство практически на всей европейской части страны, но и сделавших его продукцию предметом экспорта, открывали обнадеживающие перспективы и для всей российской промышленности.

Http://www. oilru. com/nr/87/997/

По запасам нефти Россия занимает 7 место в мире, уступая Саудовской Аравии, Кувейту, Ирану, ОАЭ и Венесуэле (по В. П. Максаковскому «Географическая картина мира»).

В настоящее время нефтяная промышленность развивается во многих районах РФ. Особенно выделяется Западная Сибирь, где открыто около 300 нефтяных и газоносных месторождений (свыше 70% общей российской добычи нефти и газа). Основными месторождениями являются Самотлорское, Усть-Балыкское, Мегионское, Федоровское, Сургутское и другие. Сибирская нефть имеет очень высокое качество.

Волго-Уральский бассейн — второй по добыче нефти в России. Его нефть отличается повышенной сернистостью (до 3% серы), что требует специальной очистки, но при этом содержит большое количество легких углеводородов. Залежи нефти разведаны в Татарстане, Башкортостане, Удмуртии, Самарской, Пермской, Саратовской, Волгоградской областях.

В 60-е годы началась разработка нефти на месторождениях Тимано-Печорской провинции в республике Коми и чуть позже в Ненецком автономном округе.

За пределами основных нефтяных районов добыча нефти ведется также на Дальнем Востоке, где наиболее значительные месторождения находятся на острове Сахалин.

На Северном Кавказе выделяются Дагестанская, Грозненская (малосернистая нефть с большим содержанием смол), Ставропольская и Краснодарская (мало серы и смол, значительный удельный вес бензиновых фракций и попутных газов) нефтегазоносные области.

Нефть России экспортируется в страны СНГ, Восточной и Западной Европы. В последние годы в результате снижения объема переработки резко сократился экспорт нефтепродуктов. А поставки сырой нефти за рубеж наоборот выросли: примерно 92 млн. т. в дальнее зарубежье и 33 млн. т. — в страны СНГ.

На сегодняшний день сформировалась развитая сеть магистральных нефтепроводов, которая обеспечивает поставку более 95% всей добываемой нефти.

Основные магистральные нефтепроводы можно найти на карте нефтяной промышленности России или на комплексных экономических картах в географических атласах.

Российская нефть поставляется по нефтепроводу «Дружба» в Белоруссию, на Украину, в Польшу, Венгрию, Словакию, Чехию, Германию и страны Прибалтики.

Http://geographyofrussia. com/neftyanaya-promyshlennost-rossii/

Сначала был (вернее, уже есть) нефтепровод Западный Казахстан — Китай, который со времени вступления в строй так и не вышел даже на половинные объемы мощности своей первой очереди. Даже с учетом прокачиваемых по нему объемов российской нефти, которые сегодня есть, а завтра могут “уйти” на сибирские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). А теперь началось строительство нового транснационального трубопровода Туркменистан—Узбекистан—Казахстан—Китай.

Кажется, такие протяженные трубопроводы строил только почивший в бозе Советский Союз, с его изначальной ориентацией на инфраструктурный гигантизм. Более чем 7 тыс. километров газовой трубы диаметром 42 дюйма свяжет Туркменистан через Узбекистан и Казахстан с центральными и южными районами Китая. В Центральной Азии самый протяженный участок газопровода в 1300 км с пятью компрессорными станциями будет проложен от узбекско-казахстанской до казахстанско-китайской границы. Он будет иметь две “нитки” и пропускную способность 40 млрд. кубометров газа в год. В середине июля строительство казахстанского участка началось, несколько раньше то же сделал на своей территории Узбекистан. В Казахстане его осуществляют ТОО “Азиатский газопровод”, в равных долях принадлежащее госкомпании по транспортировке газа “КазТрансГаз” (КТГ) и Trans-Asia Gas Pipeline Limited, аффилированному предприятию Китайской национальной нефтегазовой корпорации CNPC. Таким образом, в “инфраструктурный долгострой”, как было с нефтепроводом Западный Казахстан — Китай, этот проект, видимо, превратиться не должен.

Уже после начала строительства, 1 августа, было подписано соглашение об основных принципах строительства и эксплуатации газопровода Казахстан—Китай. “КазТрансГаз” заявляет, что определена схема финансирования проекта и источник необходимых средств для его реализации. “Сумма финансирования проекта составила 6 млрд. долл. При этом основным условием финансирования стала полная корпоративная гарантия CNPC на срок до пяти лет с последующей заменой договорами о транспортировке. Согласно достигнутым договоренностям, ставка финансирования составит LIBOR+2,25% на первом этапе с последующим увеличением до LIBOR+3% на втором этапе реализации проекта. Мы считаем, что достигнутая ставка кредитования достаточно привлекательна, учитывая текущие кризисные явления на международном рынке капитала”, — отметили в КТГ в интервью казахстанской газете “Панорама”.

Среди вероятных кредиторов ранее назывались многие крупнейшие банки, в частности Goldman Sachs, Morgen Stanley, Банк развития Китая. На строительство первой очереди газопровода отводится до четырех лет. Потом, возможно, начнется сооружение второй. Все предельно ясно и четко. Кроме одного.

Проектная пропускная способность газопровода — 40 млрд. кубометров газа в год, из которых 30 млрд. должны быть добыты в Туркменистане китайской CNPC, а остальное — казахстанский газ. Однако на данный момент нет ясности ни с первым, ни со вторым источником поставок.

Генеральный директор ТОО “Азиатский газопровод” Беимбет Шаяхметов заявлял казахстанским СМИ перед началом строительства казахстанского участка газопровода, что сырьевой базой для поставок будет туркменское месторождение Самандепе, разрабатываемое Китайской национальной нефтегазовой корпорацией на условиях СРП. Потенциал этого месторождения оценивается как очень высокий, хотя все эти оценки прогнозные. Тем не менее в “Азиатском газопроводе” уверены, что 13 млрд. кубометров из Самандепе китайцы в трубу закачают, а остальное CNPC закупит на других месторождениях в Туркменистане.

Источник казахстанского “вклада в трубу” тоже на данный момент не ясен. Даже еще в большей степени, чем туркменского. Сейчас “свободных” 10 млрд. кубометров в Казахстане нет. Есть мнение, что этот объем казахстанские компании закупят в Туркменистане или Узбекистане. Но это совершенно не гарантированный источник сырья.

Интересно, что генеральный директор ТОО “Азиатский газопровод” упомянул о возможности использовать в перспективе и газ с шельфового месторождения Кашаган. Но вот этого лучше было не говорить, так как подобное предположение лишь обнажает остроту вопроса об источниках поставок газа. На Кашагане, во-первых, масштабная промышленная разработка начнется в лучшем случае во второй половине следующего десятилетия, а во-вторых, до сих пор все компетентные источники заявляли, что попутный газ на Кашагане будет закачиваться обратно в пласты. Странно, что этого не знают в руководстве “Азиатского газопровода”.

— А что же “газовая жемчужина” Азии? — поинтересовался корреспондент у известного эксперта по этой теме Аждара Куртова.

— С топливно-энергетическим комплексом Туркменистана по-прежнему не все ясно в смысле достоверности статистических данных. В стратегическом документе развития ТЭК страны, принятом два года назад, отмечалось, что к 2010 году добыча природного газа должна вырасти до 140—150 млрд. кубометров в год, к 2020-му — до 160—170 млрд. кубометров, к 2030 году — до 250 млрд. кубометров в год, — отметил он.

— Сейчас говорить об этом, конечно же, сложно, но вот интересный факт: в 2007 году в Туркменистане было добыто 72 млрд. кубометров при плане в 80 млрд. Экспорт составил 51 млрд., а планировался — 58 млрд.

Как видно из приведенных г-ном Куртовым цифр, чтобы с нынешнего реального уровня добычи выйти на заявленный к 2010-му, нужно за два года нарастить добычу примерно в два раза. До сих пор такой динамики никто из нефтегазодобывающих стран СНГ никогда не демонстрировал.

Если учесть это, а также обязательства Туркменистана по поставкам газа в Россию плюс внутреннее потребление порядка 18 млрд. кубометров, то для того, чтобы к моменту окончания строительства газопровода на Китай его можно было гарантированно запустить в заявленной мощности, в стране через четыре года должно добываться более 150 млрд. кубометров газа. Может быть, получится…

— Вам ли в Казахстане не знать, что грандиозные планы по росту добычи могут “вдруг” быть отодвинуты на неясную перспективу, что введенный в строй экспортный трубопровод может с такими же перспективами работать наполовину “в холостую”? При этом никаких драматических событий на энергетическом рынке не происходит.

Http://www. ukrrudprom. com/digest/hjdsfsd180808.html? print

Рост мировых цен на нефть и ослабление рубля толкают оптовые цены на топливо в России к новым максимумам, несмотря на попытки ФАС повлиять на поведение нефтекомпаний. Сейчас экспорт бензина гораздо выгоднее, чем продажа на внутреннем рынке, и стоимость тонны топлива на бирже стремительно приближается к 50 тыс. руб.— опасному уровню для АЗС, после которого они должны будут резко повышать розничные цены. Пока в отрасли надеются, что выход НПЗ из ремонтов в мае облегчит ситуацию на рынке.

Цены на бензин на бирже СПбМТСБ продолжили ставить рекорды, несмотря на ряд предупреждений, которые ФАС выдала на прошлой неделе «Роснефти», «Сургутнефтегазу», ТАИФу и «Фортеинвесту». Стоимость тонны АИ-95 в понедельник на бирже при поставке в Москве достигла 48,9 тыс. руб., АИ-92 — 47,7 тыс. руб., увеличившись на 0,36% и 0,14% соответственно. Предупреждения регулятора касались продаж бензина на бирже и экспортных поставок со стороны нефтекомпаний: регулятору не нравится, что нефтяники сокращают предложение на бирже, уводя объемы на экспорт. «Сейчас ФАС проводит несколько проверок реализации товара на бирже с точки зрения полного удовлетворения спроса»,— заявил глава профильного управления службы Дмитрий Махонин.

Но к такому поведению компании толкает экономическая логика. Экспортный netback (уровень равнодоходности поставок за рубеж и на внутренний рынок) для НПЗ в Центральной России сейчас составляет 53–57 тыс. руб. на тонну, то есть с каждой тонны товара, поставленной в РФ вместо экспорта, компании недополучают 6–10 тыс. руб. Рост netback вызван повышением цен на нефть и нехарактерным в подобных ситуациях резким ослаблением рубля из-за санкций США. При этом поскольку НПЗ получают нефть по рыночной цене (по netback), то недополучают маржу в оптовом звене на внутреннем рынке, и переработка нефтекомпаний уже входит в зону убытка. «Мы понимаем, что резко поднять цены в опте было бы неправильно, но и получать убытки по заводам, в модернизацию которых мы вложили сотни миллиардов рублей, тоже неправильно»,— говорит собеседник в одной из крупных нефтекомпаний.

С другой стороны, рост оптовых цен пока не вполне перекладывается в розничные цены, из-за чего страдают АЗС, прежде всего независимые сети. Если цены на бирже продолжат расти, ускорение роста розничных цен на бензин на заправках будет неизбежным, говорят собеседники: «Мы можем терпеть убытки какое-то время, но не месяцы». По данным Thomson Reuters Kortes, за прошлую неделю в европейской части РФ цены на АИ-95 выросли на 9 коп., до 41,21 руб. за литр — это более трети общего роста цен с начала года.

Хотя динамика цен становится более напряженной, пока она не привела к появлению даже признаков физического дефицита бензина, который случался во время кризисов 2011 и 2015 годов. «Ситуация с реальным топливообеспечением остается стабильной»,— заявляют в Минэнерго. Собеседники в отрасли отмечают, что «пока ценам дают расти и отыгрывать внешнюю динамику, дефицита быть не должно». Но если оптовые цены вырастут выше 50 тыс. руб. за тонну, цене бензина на АЗС придется отыграть это повышение. Если власти будут пытаться сдержать его, возможен кризис наподобие 2011 года, опасаются собеседники: нефтекомпании увеличат экспорт топлива или снизят переработку, а в ответ правительство вынуждено будет прибегнуть к регулированию экспорта — в ручном режиме или через повышение вывозной пошлины.

Пока что собеседники в отрасли надеются, что ситуация улучшится после 20 апреля, когда на бирже начнутся продажи майских объемов с НПЗ. Учитывая, что в мае на серьезный ремонт встанет только Комсомольский НПЗ «Роснефти», а ее Рязанский завод и самарская группа НПЗ, напротив, выйдут из ремонтов, предложение бензинов должно вырасти. Кроме того, курс рубля, возможно, частично восстановится после санкционного шока.

Http://infinica. ru/stoimost-benzina-gotovitsya-k-rezkomu-skachku. php

Нефтехимическая промышленность Российской Федерации развивается прогрессивно и играет важнейшую роль в экономическом развитии государства. Она является одной из наиважнейших, так как благодаря ее развитию другие отрасли промышленности обеспечиваются необходимым сырьем. Так же попутно развиваются новые направления. Развитие нефтехимической промышленности влечет за собой улучшения в производственных процессах других отраслей промышленности, которые напрямую зависят от нее.

Новые разработки в химической отрасли способствуют ускорению процесса утилизации отходов, а так же их переработке.

Развитие нефтехимического комплекса важно. В современном мире потребности проживающих в нем людей постоянно растут. Сельское хозяйство, а также повседневный быт требуют производства все новых и новых разновидностей той или иной продукции.

От постоянного процесса развития данного комплекса зависят такие отрасли:

Горно-химическая Лако-красочная промышленность Нефтеперерабатывающая Лесохимическая и др

Химические, а также нефтехимические предприятия сосредотачивают в себе около восьми процентов основных фондов всей промышленности Российской Федерации.

Предприятия нефтехимической промышленности играют немалую роль в обеспечении оборонной безопасности государства, выпуске инновационной электроники, лекарственных препаратов, косметических средств и т. д. Все предприятия нефтехимического комплекса поставляют остальным отраслям различные материалы: лаки, краски, пластмассу, удобрения и т. д.

Главной стратегической задачей нефтехимических комплексов государства является полноценное обеспечение необходимыми материалами и сырьем вышеперечисленных отраслей промышленности с целью увеличения конкурентоспособности той продукции, что производится ими. В случае если по скорости развития и по объемам производимой продукции российские предприятия отстанут от мирового уровня, то отечественная продукция в нефтехимической отрасли утратит свою конкурентоспособность по отношению к продукции предприятий других государств. И такой поворот событий может повлечь за собой значительный спад в сфере экономики страны.

Вот почему в нынешний период времени нефтехимическая промышленность России должны максимально эффективно работать и производить необходимые объемы сырья и материалов для других отраслей промышленности, соответствуя мировому уровню производства подобной продукции. Качество и широкий ассортимент – главные правила российского производства.

Для того чтобы успешно выполнить поставленную стратегическую задачу, нефтехимическим предприятиям необходимо выполнить следующие шаги:

Осуществить техническое перевооружение. Произвести модернизацию действующих производств, с целью создания новых, более эффективных. Больше производимой продукции пускать на экспорт. Проработать внутригосударственный рынок продукции, получаемой при помощи нефтехимической промышленности. Выпускать продукцию наивысшего качества. Развить новые ресурсно-сырьевые возможности для дальнейшего развития нефтехимических комплексов.

Развитию данного вида промышленности мешает множество проблем. Одной из многих является наличие старого оборудования – большинство техники и оборудования уже давно необходимо было списать, так как основная их часть находится в эксплуатации более двух десятков лет, что для такой сферы деятельности недопустимо. В других же странах максимальный срок службы установленного на нефтехимических предприятиях оборудования не превышает шести-десяти лет. Старое оборудование не позволяет полноценно развивать отрасль и препятствует росту конкурентоспособности российской продукции на мировом рынке.

Российское государство более чем в достаточной степени обеспечено сырьем для того, чтобы развивать нефтехимическую отрасль и занимать лидирующие позиции на мировом рынке. Но пока ситуация складывается иначе. Цены на производимую отечественную продукцию растут, а на мировом рынке, как известно, главным инструментом конкурентоспособности является низкий уровень цен. Многие инвесторы не проявляют желания вкладывать собственные средства в экспортные проекты. Ведь с учетом транспортных и других расходов такие вложения не являются экономически выгодными для них.

Несколько последних лет на территории Российской Федерации на одного проживающего здесь человека производится около пяти килограммов в год продукции химической отрасли. А уровень потребления данной продукции одним человеком ежегодно составляет около тридцати килограммов. Это говорит о том, что отрасль даже не настолько развита, сколько этого требует ситуация внутри страны. Существует явная проблема между процессом развития нефтехимической промышленности и необходимостью рынка.

Необходимость использовать большое количество ресурсов. Ограничения в количестве добываемого в пределах государства сырья. Отсталость от инновационных новшеств в данной отрасли, применяемыми другими государствами.

Несмотря на вышеуказанные проблемы нефтехимические комплексы Российской Федерации все же имеют возможность оказать полноценную конкурентоспособность комплексам других государств, а также занять лидирующие позиции по объемам и качеству выпускаемой продукции относительно других мировых стран.

Наличие внутреннего рынка, который активно развивается и ищет пути к замещению товаров ввозимых из-за границы. Наличие природных ресурсов, которые необходимы для производства продукции, выпускаемой комплексом. Возможности наладить производственный процесс внедрением новой техники и основных фондов. Наличие научных и технических возможностей.

Нефтехимический комплекс Российской Федерации состоит из пятнадцати отраслей, каждая из которых специализируется на выпуске различного типа продукции. Семьсот шестьдесят предприятий различной мощности пытаются обеспечить потребности внутреннего, а также мирового рынка. Самую значимую роль в развитии данной промышленности играют предприятия: «АК Сибур», «Лукойл-Нефтехим», «Газпром», «Амтел». Каждое из них работает на износ и производит значительную часть той продукции, которая является внутренним валовым продуктом. Вышеуказанные компании обладают необходимым оборудованием и другими возможностями для того, чтобы проводить все необходимые манипуляции для изготовления той или иной продукции на степени от сырья до готовой нефтехимической продукции. Корпорации являются лидерами на химическом рынке России.

Для того, чтобы активно и эффективно развивалась нефтехимическая промышленность на территории государства должно быть задействовано около одной сотни научных, а также экспериментальных центров.

Большинство предприятий, занимающихся производством нефтехимической продукции вкладывают в такие научные центры значительные финансовые средства с целью открытия инноваций в данной сфере и внедрению таковых в производство.

Полноценное обеспечение тех предприятий, которые занимаются производством нефтехимической продукции, углеводородным сырьем играет важную роль в успешной деятельности последних. Большинство компаний отрасли данного вида способны производить свою продукцию лишь при наличии углеводородного сырья, к которому относятся сжиженные газы, природный газ, а так же этан.

Несмотря на то, что по объемам производимой нефтехимической продукции Россия занимает лишь двадцатую позицию относительно других мировых стран, ее шансы на рост позиций постепенно растут. А все благодаря тому, что в пределах российского государства располагается большее количество месторождений.

Одной из главнейших задач для улучшения ситуации по развитию нефтехимической промышленности в России, поставленных перед руководством страны, является налаживание путей поступления необходимого сырья на соответствующие предприятия.

На сегодняшний день нефтехимический комплекс является одной из важнейших опор для экономики страны. Прогрессивное развитие этой отрасли говорит о высоких надеждах, возложенных на переработку нефти. Она является основным сырьём для многих других направлений в промышленности, параллельно принимая участие в освоении неизученных ранее направлений. Целью использования данного комплекса является перспектива улучшения других производственных процессов, где задействованы нефтепродукты. Развитию нефтехимической промышленности способствует внедрение новых технологий, позволяющих снизить затраты и повысить качество в готовых продуктах.

В попытке расширить влияние своего североамериканского бизнеса нефтехимикатов, швейцарский производитель химикатов планирует приобрести две фирмы из Техаса, которые специализируются на производстве нефтепромысловых химических веществ.

Руководство предприятия British Petroleum завило о готовности продать 50% своих активов китайского нефтеперерабатывающего завода SECCO, передает Regnum, ссылаясь на иностранные публикации.

Http://lkmprom. ru/analitika/neftekhimicheskiy-kompleks—zadachi-i-perspektivy/

Инженер нефтеперерабатывающих заводов

Posted on 14.05.2018 by nsistemy

Еще великий классик Федор Достоевский выдал пророческую фразу: «В будущем миром будут править керосинщики». Как и все великие, он оказался прав. Страна, имеющая мало-мальски приличные запасы нефти и газа, может чувствовать себя намного увереннее в политических играх. Нефтяник – профессия нынешнего «керосинщика». Кто имеет право так называться? В чем достоинства и особенности этой профессии в современном мире? Попробуем выяснить.

Что же это за профессия – нефтяник? Описание служебных обязанностей человека с этим занятием не будет односложным. Под это наименование подпадают все, кто так или иначе связан с разведкой, добычей, переработкой, транспортировкой нефти и газа. На последнем нужно остановиться отдельно.

Природный газ – это продукт, сопровождающий нефтяные месторождения. Так что чаще всего их объединяют в одно целое. Институт нефти и газа, добыча нефти и газа, месторождения нефти и газа и т. д.

На основе старых фильмов о трудовых буднях сибирских нефтедобытчиков у непосвященных сложился образ суровых мужчин, закаленных ветрами и пропитанных нефтяными потоками. Это не совсем правильно. Это нужно в первую очередь знать тем, кто только начинает выбор жизненного пути – детям. Профессии нефтяника посвящают себя инженеры, химики, биологи, буровики, программисты, экономисты. Все зависит от направления работы в нефтяной промышленности.

О месторождениях нефти в земле люди знали очень давно, но не использовали их. Часто при раскопках археологи находят некоторые вещи и постройки, для укрепления которых использовался застывающий нефтяной битум. Черная густая жидкость, которая пробивалась из-под земли и местами смешивалась с водой рек, пугала своей неизвестностью. У некоторых народов нефть использовалась в лекарственных целях. В качестве горючего материала нефтепродукты начали использоваться сравнительно недавно, с началом технического прогресса. Тогда и встал вопрос добычи этого полезного ископаемого из земных недр.

По историческим данным, первая в мире буровая скважина для промышленной добычи нефти была создана в Пенсильвании. Пробурил ее Эдвин Дрейк, никому не известный старатель-одиночка. Пожалуй, это и был первый нефтяник. Профессия не была столь популярной в те давние времена, никто не знал истинных размеров запасов этого полезного ископаемого.

А первым переработчиком нефти исследователи считают братьев Чумеловых, которые еще в 1745 году на берегу реки Ухты соорудили предприятие по производству керосина и смазочных масел.

Использование двигателей внутреннего сгорания, развитие машиностроения, авиационной промышленности стало возможным с открытием все новых и новых нефтяных месторождений. Огромные запасы нефти позволяют развивать индустрию пластмасс, которая получила развитие после изобретения синтетических материалов. Нефть – вторая после воды жизненно важная жидкость на сегодняшний день. Этот факт ставит все специальности, связанные с нефтедобывающим промыслом, в ряд самых востребованных во всем мире. Нефтяник – профессия не только почетная, но и высокооплачиваемая. Кроме того, специалисты по нефти и газу востребованы везде, имеют ряд льгот и хорошие пенсии.

Именно такая специализация прежде всего имеется в виду, когда речь идет о нефтяниках.

Профессия геолог-нефтяник относится к сугубо мужским, связана с частыми разъездами, командировками. Требуются выносливость, умение преодолевать стрессовые ситуации, обходиться временами без бытовых удобств, много проводить времени на природе. Геолог-нефтяник участвует в научных разработках, исследованиях, составлении карт и планов поиска. После начала добычи ископаемых он также ведет наблюдения за процессом.

Местом работы геологов-нефтяников становятся компании, добывающие нефть и газ, исследовательские институты и центры.

К поисковикам относят также специальности геофизика, геодезиста, сейсмика. Они проделывают огромные работы по изучению новых территорий. Работая в кабинетах и офисах, геохимики исследуют образцы породы. Химия в профессии нефтяника занимает очень большое место.

Хоть геолог и играет большую роль в добывающей промышленности, нефтяник – профессия не только разведывательная. Начало разработок невозможно без работников буровых специальностей. Это буровые мастера, рабочие, помощники мастеров. Вот о них как раз и снимались фильмы советской эпохи. Работают бурильщики чаще всего вахтенным методом.

В каждом месте, где ведется разработка месторождения, кроме основных специалистов, задействованы люди смежных профессий, которые также по праву именуются нефтяниками. Ведь без них нормальная работа на буровой невозможна. Это инженеры, строители, проектировщики, механики, водители, электрики, слесари и даже повара и уборщики.

Во всех странах мира, так или иначе связанных с добычей и переработкой нефти и газа, самая высокооплачиваемая профессия – нефтяник. Зарплата россиян в этой отрасли в среднем составляет 150 тыс. рублей в месяц или $59 тысяч в год. Доход этот можно считать вполне приличным, но не самым высоким в мире. Больше всех платят работникам отрасли в Австралии ($170 тысяч в год) и Норвегии($160 тысяч в год). Высокие уровни заплаты вызваны дефицитом высококлассных специалистов в этих странах. Нефтяников с большим опытом работы с радостью привлекают из других краев. Неплохо платят также специалистам в США и Канаде.

Нефтяник – профессия перспективная. Крупные добывающие компании, которые внедряют крупномасштабные проекты, ждут в своем штате высококлассных специалистов. Всегда востребованы люди, отлично разбирающиеся в проектировании и промышленном строительстве, инженеры для работы на предприятиях по переработке нефтепродуктов, утилизации отходов. Нужны экономисты в области планирования и расчетов, менеджеры по организации работ и подбору персонала. Работа, связанная с высоким риском, всегда требует специалистов по защите окружающей среды, охране труда и технике безопасности. Современные технологии, компьютеризация многих процессов в перерабатывающей промышленности привели к тому, что нельзя обойтись без специалистов в области программного обеспечения.

За небольшим исключением, все специалисты, которые заняты в процессах нефтедобычи и переработки, – люди с техническим образованием. Точные науки, такие как математика, физика и химия, а также такие, как география, биология, в профессии нефтяника находятся на первом месте. Профессию можно получить как в специализированных вузах отрасли, так и на технических факультетах многих университетов.

Молодому специалисту пробиться сразу тяжело в любой отрасли. Нефтяная промышленность – не исключение, на высокооплачиваемые востребованные должности ждут тех, кто имеет хорошую практику и опыт работы. Но все же в этой отрасли активные, трудолюбивые и креативные молодые люди получают дополнительный шанс, перед ними открывается перспектива стремительного карьерного роста.

Самая неожиданная версия древних ученых о происхождении нефти гласила, что эта жидкость – не что иное, как китовая моча, которая стекает в землю по глубоким подводным каналам. Версия космическая: нефть образовалась из углеродов облака, которое окружало Землю в период зарождения. Версия религиозная. Нефть – это ушедший в недра после грехопадения первых людей очень плодородный слой, покрывавший землю после ее создания.

Так по-разному ученые разных времен объяснили происхождение нефти.

Http://fb. ru/article/273095/kto-takoy-neftyanik-professiya-neftyanik-opisanie-osobennosti-obucheniya-i-interesnyie-faktyi

Приступая к анализу основных тенденций в мире в области нефтегазового рекрутмента, позвольте мне рассказать немного о себе:

Следующая причина – повышение уровня российского образования. Западные компании предпочитают набирать молодых специалистов из основных трёх нефтяных ВУЗов России: Российский Государственный Университет нефти и газа имени И. М. Губкина, Томский Политехнический Университет, Нефтегазовый Институт; Уфимский Нефтяной Университет. Многие ВУЗы на базе своих университетов разработали программы МВА по менеджменту в нефтяной сфере. В моём «Alma Mater» – Нефтяном Университете был учреждён Русско-Американский центр подготовки и переподготовки специалистов в феврале 1992 года. Основная задача РАЦ – подготовка специалистов способных свободно владеть иностранными языками. В декабре 2000 года представителями двух Университетов – Томского Политехнического и Heriot-Watt – было подписано Соглашение, в котором говорилось о реализации программы подготовки специалистов по Нефтяному Инжинирингу. Слушатели Центра обучаются по программе магистратуры Эдинбургского университета Хериот-Ватт (Heriot-Watt University), который является одним из ведущих вузов в мире, готовящих специалистов в нефтяной области. Стоимость затрат на такого студента обходится более 20 тыс Евро в год. Выпускники этого направления конкурентноспособны на рынке труда в мировом маштабе. В качестве примера, мы помогли трудоустроиться 6 выпускникам в головной офис компании Shell в Нидерландах. Образование наших нефтяных Вузов ничем не уступает западным техническим институтам.

В связи с высокой стоимостью нефти, компании смогли увеличить расходы на развитие новых месторождений и зарплаты сотрудникам. Больше денежных средств выделяют на открытие новых месторождений: это разведочное бурение, геологические, петрофизические работы, ГИС. Во всем мире увиличились объемы поискового, разведочного и эксплуотационного бурения. Возросла потребность компаний в инженерах по бурению, геологах, геофизиках. Внимание к специалистам охраны труда и здоровья, а также экологам по прежнему актуально, спрос на специалистов по технике безопасности со знанием международных норм и стандартов всегда есть. Востребован весь список нефтегазовых профессий в мире.

Http://www. oilcareer. ru/publ/16-1-0-269

Нам очень жаль, но запросы, поступившие с вашего IP-адреса, похожи на автоматические. По этой причине мы вынуждены временно заблокировать доступ к поиску.

Чтобы продолжить поиск, пожалуйста, введите символы с картинки в поле ввода и нажмите «Отправить».

В вашем браузере отключены файлы cookies. Яндекс не сможет запомнить вас и правильно идентифицировать в дальнейшем. Чтобы включить cookies, воспользуйтесь советами на странице нашей Помощи.

Возможно, автоматические запросы принадлежат не вам, а другому пользователю, выходящему в сеть с одного с вами IP-адреса. Вам необходимо один раз ввести символы в форму, после чего мы запомним вас и сможем отличать от других пользователей, выходящих с данного IP. В этом случае страница с капчей не будет беспокоить вас довольно долго.

Возможно, в вашем браузере установлены дополнения, которые могут задавать автоматические запросы к поиску. В этом случае рекомендуем вам отключить их.

Также возможно, что ваш компьютер заражен вирусной программой, использующей его для сбора информации. Может быть, вам стоит проверить систему на наличие вирусов.

Если у вас возникли проблемы или вы хотите задать вопрос нашей службе поддержки, пожалуйста, воспользуйтесь формой обратной связи.

Если автоматические запросы действительно поступают с вашего компьютера, и вы об этом знаете (например, вам по роду деятельности необходимо отправлять Яндексу подобные запросы), рекомендуем воспользоваться специально разработанным для этих целей сервисом Яндекс. XML.

Http://rabota. yandex. ru/search? currency=RUR&from=wizard&rid=225&text=%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%B5%20%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D1%8B%20%D0%B2%D0%B0%D0%BA%D0%B0%D0%BD%D1%81%D0%B8%D0%B8%20%D0%B8%D0%BD%D0%B6%D0%B5%D0%BD%D0%B5%D1%80&wt=3

Вторые лица” российских НПЗ откровенно обсудили проблемы отрасли

"Вторые лица" российских НПЗ откровенно обсудили проблемы отрасли

Осенью прошлого года на базе ООО "ПО "Киришинефтеоргсинтез"" прошло третье, традиционное совещание главных инженеров (или, как в последнее время стало модно их называть, технических директоров) нефтеперерабатывающих заводов России и руководителей научных организаций отрасли. Казалось бы, состав участников этого форума предполагал, что речь на нем пойдет исключительно о проблемах производственных. Но ныне нефтеперерабатывающая отрасль оказалась в таком положении, что вопросы реконструкции и модернизации можно в полной мере решить, только скорректировав экономическую политику государства в целом. В нынешних условиях инженерам поневоле приходится быть политиками и разбираться в вопросах управления, инвестирования, налогообложения не хуже, чем в процессах переработки нефти.

По замыслу организаторов, совещание главных инженеров должно было в некотором роде предварять другой форум, на более высоком уровне - вскоре на базе Московского НПЗ планировалась встреча директоров заводов и вице-президентов нефтяных компаний, курирующих переработку. Но, сославшись на кризис и неясность ситуации, директора от откровенного обсуждения проблем отрасли отказались. "Вторые лица" оказались более расположены к диалогу, нежели их непосредственное руководство.

Отрасль находится сейчас в состоянии глубокого спада. В 1997 г. по сравнению с 1990 г. количество переработанного сырья уменьшилось на 125 млн т (на 44%); производство моторных топлив сократилось на 50 млн т (на 40%); смазочных масел, нефтебитума, электродного кокса, ароматики - в 2-3 раза; твердых парафинов и сырья для сажи - в 6-7 раз. Не улучшилась ситуация и в 1998 г., хотя многие эксперты предрекали подъем промышленности. Так, за семь месяцев 1998 г. объем переработки нефти и выпуска моторных топлив по отношению к соответствующему периоду 1997 г. составил 93,1%, производства масел - 90%; изготовление аммиака и азотных удобрений сократилось в 8-10 раз.

Финансовое положение перерабатывающих предприятий продолжает ухудшаться. Большинство из них не имеет оборотных средств для обеспечения стабильной работы и собственных источников для инвестирования программ модернизации и реконструкции. Рентабельность за первые шесть месяцев 1998 г. в целом по отрасли составила 15,3%. При этом Краснодарский, Хабаровский, Новоуфимский НПЗ и "НОРСИ" полугодие закончили с убытками, а рентабельность Ангарского, Уфимского и Куйбышевского заводов находилась на уровне 3-4%. То есть глубокий кризис в переработке развивался полным ходом еще до обвала финансовой системы, начавшегося 17 августа.

Глубина переработки нефти по-прежнему далеко отстает от зарубежного уровня. И это в ближайшем будущем грозит не только финансовыми потерями, но и остановкой производства. Дело в том, что в Европе в рамках программы защиты окружающей среды вводится в действие ряд новых газопроводов, а поэтому неизбежно резкое падение спроса на мазут - традиционный продукт российской переработки. С другой стороны, внутри России существует неудовлетворенный платежеспособный спрос на высокооктановые бензины. Отсюда напрашивается вывод, что углубление переработки - насущная необходимость. В стране в ближайшие годы должно было быть построено семь установок каталитического крекинга и семь - гидрокрекинга. Но, к сожалению, в связи с кризисом их сооружение откладывается на неопределенный срок. Поэтому углубление переработки идет очень медленно и в основном за счет реконструкции старых установок. Причем уже имеющиеся мощности каталитического крекинга используются всего на 70%.

Но, несмотря на все сложности, общая атмосфера совещания главных инженеров была далека от апокалипсической. Как ни тяжела ситуация, заводы, затянув пояса, продолжают функционировать, и пока ни один из них не отказался от ранее намеченных планов развития производства. "Если бы инженеры работали так же, как политики, то давно бы не было ни заводов, ни, может быть, и самой России. Но мы работаем иначе, потому что чувствуем большую ответственность за свое дело", - выразил общее настроение технический директор Сызранского НПЗ Николай Лядин. И действительно, многим главным инженерам было чем похвастаться перед коллегами. Если не количеством продукции, то ее качеством.

Структура и качество моторных топлив неуклонно улучшаются. Доля неэтилированных бензинов в 1997 г. составляла 69%, а за семь месяцев 1998 г. возросла до 79,9% (против 60-65%, предусмотренных программой модернизации отрасли на 2000 г.). При этом выработка высокоактивных сортов бензинов (АИ-91 и выше) возросла с 30% в 1997 г. до 42% в первом полугодии 1998 г. В 1997 г. лишь десять предприятий выпускали исключительно неэтилированный бензин, а в этом году когорта производителей экологически чистого топлива пополнилась еще семью НПЗ.

Доля дизельного топлива с содержанием серы до 0,2% в 1997 г. составляла 82%, а за семь месяцев 1998 г. достигла 89,8% (против 85%, предусмотренных программой модернизации НПЗ на 2000 г.). При этом получено более 3,3 млн т экологически чистого дизельного топлива с содержанием серы менее 0,1%. В 1997 г. дизтопливо с серой менее 0,2% вырабатывали на четырех заводах, а в 1998 г. - уже на восьми. Причем в лидеры в этой области выбились Пермский и Рязанский НПЗ и "НОРСИ" - вместе они производят 98% такой продукции. Низкокачественное дизельное топливо по-прежнему изготавливают предприятия в Ангарске, Хабаровске, Туапсе, а также на Нижней Каме.

В 1997 г. введена в эксплуатацию ЭЛОУ-АВТ-3,5 на Куйбышевском НПЗ, реконструированы установка гидрокрекинга в АО "Уфанефтехим" и каталитический риформинг на Ново-Уфимском заводе. На Киришском НПЗ создано единственное в России производство линейного алкилбензола - основы для изготовления синтетических моющих средств. За семь месяцев 1998 г. построена установка ЭЛОУ-АВТ-4 в Салавате и реконструирован каталитический крекинг на Ярославском НПЗ.

Большинство предприятий отрасли снижает уровень вредных выбросов и сбросов. Так, на Омском НПЗ внедрена автоматизированная система контроля загрязнения атмосферы на промышленных площадках, на Комсомольском НПЗ технологические печи переведены на природный газ, на Куйбышевском НПЗ построены четыре радиальные нефтеловушки, на Ярославском НПЗ закончено строительство узла биологической очистки стоков, на Туапсинском НПЗ введена локальная очистка дренажных сточных вод с цепью использования их в системе оборотного водоснабжения. На "повестке дня" в ближайшие два года строительство установок каталитического риформинга на "НОРСИ", Орском и Комсомольском НПЗ, переработки полипропилена на Московском НПЗ, алкилирования в Омске, гидроочистки дистиллятов на Нижнекамском НХК, регенерации серной кислоты в Куйбышеве, ЭЛОУ-АВТ-6 в Сызрани, комплекса по производству этилбензола-стирола-полистирола в Салавате.

Для того, чтобы все перечисленные планы стали реальностью, нужны инвестиции. Но размеры капитальных вложений в переработку с каждым годом снижаются. Так, в 1997 г. по сравнению с 1996 г. инвестиции сократились в два раза. Нефтепереработка оказалась в худшем положении, нежели все остальные отрасли ТЭК. В целом топливно-энергетический комплекс получил в 1997 г. 116,3 трлн рублей (97,6% к прогнозному уровню). Доля переработки в этой сумме составила всего 2,9%, или 3,42 трлн рублей. Причем ей выделено лишь 67,9% от запланированной суммы, в то время как нефтяной и газовой промышленности - 98,6% и 117,6% соответственно. В 1998 г. НПЗ, по предварительным подсчетам, получили 6,57 млрд рублей, что составляет одну треть от параметров, предусмотренных программой.

Реальная государственная поддержка остается для большинства предприятий отрасли несбыточной мечтой. При содействии правительства осуществляется лишь один пилотный проект - на Новокуйбышевском НПЗ. Поэтому в большинстве выступлений звучала мысль о том, что "государство отделилось от промышленности". Поведение представителей исполнительной власти подтверждает этот тезис.

Еще два года назад по итогам первого совещания главных инженеров в Уфе было принято обращение к первому заместителю министра Минтопэнерго, курировавшему нефтеперерабатывающую отрасль. Однако оно не было даже рассмотрено министерством. Чиновники не обратили внимания на мнение ведущих специалистов отрасли. Год спустя, после второго совещания в Самаре, очередное обращение было направлено очередному первому заместителю. Результат тот же.

И вот, наконец, в плане работы Минтопэнерго на 1998 г. где-то под пятидесятым-шестидесятым пунктом появился вопрос о нефтепереработке. Его планировалось обсудить на коллегии министерства во II квартале 1998 г. Дальнейшее развитие событий напоминает детективную историю. Пункт из повестки дня странным образом исчез, а документы, подготовленные Ассоциацией нефтепереработчиков и нефтехимиков, в том числе и на имя тогдашнего министра топлива и энергетики С. Кириенко, исчезали в недрах министерства с такой регулярностью, что это вряд ли можно списать на случайные сбои бюрократической машины. В результате - воз и ныне там, проблемы нефтепереработки так и не были обсуждены на государственном уровне.

По мнению генерального директора Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков Виктора Рябова, бюрократическая система построена таким образом, что невозможно воплотить в жизнь уже принятые решения. В частности, Мировой банк выделил не решение экологических проблем нефтепереработки кредит в 55 млн долларов. Но правительством создана такая схема выделения этих средств, что заводам их получить абсолютно невозможно. Четыре предприятия прошли на пути к этим кредитам все мыслимые и немыслимые инстанции, но все равно безрезультатно. Западные инвесторы готовы вкладывать в российскую нефтепереработку и более крупные суммы, речь шла даже о 1,5 млрд долларов, но до рядовых производителей эти деньги никогда не доходили и вряд ли дойдут. Интересно, куда они деваются?

Зато в области налогообложения органы власти проявляют чудеса изобретательности. Высокий уровень налогов в России стал уже притчей во языцех, рассуждения о необходимости их снижения - неотъемлемая часть любого экономического форума. Но нефтепереработчики считают, что никто не отчисляет в казну таких огромных процентов, как они. По оценке экспертов, в нефтяной отрасли в целом "перегрузка" налогов составляет 19%, причем у добытчиков этот показатель равен 15%, а у переработчиков - 24,6%. И в будущем можно ожидать лишь усиления фискального пресса. Например, в проекте Налогового кодекса предусмотрено брать акциз на перекачку нефти. Нигде в мире нет подобной практики.

Как отмечали многие из выступавших на совещании, непомерная тяжесть платежей государству усугубляется чрезмерной ретивостью налоговой службы. "Я могу еще как-то понять, когда с меня берут дорожный налог за производство танковых масел. Допустим, танк может когда-нибудь выехать на проезжую часть. Но дорожный налог с масел для судов и подводных лодок - это выше моего понимания", - заявил, в частности, главный инженер МОПЗ "Нефтепродукт" Евгений Бобковский. Большие проблемы с налоговой инспекцией возникают из-за отсутствия четких отраслевых нормативов по производственным потерям. В результате, многим предприятиям приходится платить налог за несуществующую продукцию. Любые спорные ситуации трактуются фискальными органами не в пользу производителей.

Переработка нуждается в серьезной помощи со стороны властных структур, причем не только на федеральном, но и на региональном уровне "Мы приносим регионам немалый доход в виде налогов, поэтому вправе рассчитывать на поддержку местных властей, вплоть до получения от них гарантий по зарубежным инвестициям", - эту мысль главные инженеры высказывали неоднократно. Но отношения с местными властями складываются не всегда гладко. Один из примеров - судьба Ухтинского НПЗ. Выступление его главного инженера Ильи Клеонского произвело огромное впечатление на слушателей и надолго выбило дискуссию из спокойного, в целом доброжелательного, русла. "Материнская" компания "КомиТЭК" сокращает финансирование и поставки сырой нефти на завод, а тем временем, по словам И. Клеонского, раздувает штаты своего центрального аппарата. Компания переплатила в госбюджет 100 млн рублей и при этом не возвращает НПЗ долг в 40 млн рублей. В результате на предприятии впервые за последние 10 лет остановлена установка гидрокрекинга. Завод, отмечающий в 1999 г. свое 60-летие, без перебоев работал даже во время войны, а теперь он под угрозой закрытия. В соответствии с федеральным договором, управление нефтегазовым комплексом Республики Коми находится в исключительной компетенции региональной власти, и поэтому именно она должна решить, нужен ли все-таки Ухтинский НПЗ и если нужен, то принять соответствующие меры. Другим субъектам Федерации также стоило бы обратить дополнительное внимание на функционирующие на их территории перерабатывающие предприятия.

Ключевая проблема для всех НПЗ России - это загрузка производственных мощностей. В 1997-1998 гг. этот показатель продолжал снижаться, и сейчас предприятия отрасли загружены всего на 60-63%. Это означает, что они перерабатывают сырья на 100 млн т меньше, чем могли бы. В последние годы стало принято "равняться" на западный опыт. Так вот, в странах Европейского союза завод считается рентабельным, если его загрузка - не менее 75%, а в США - не менее 80%. Причем, тут речь идет о современных НПЗ с новейшим оборудованием. Если учесть, что все заводы в России старые, то нам для поддержания рентабельности надо стремиться к еще большей загрузке.

При создании вертикально интегрированных нефтяных холдингов предполагалось, что вопрос загрузки НПЗ сырьем будет решен сам собой - "материнские" компании будут поставлять собственную нефть на собственные же перерабатывающие заводы. Но на практике все оказалось не так гладко, как в теории. НПЗ, входящие в состав таких нефтяных компаний как Восточная нефтяная компания (Ачинский), "ОНАКО" (Орский), "Сибнефть" (Омский), "ЮКОС" (Куйбышевский, Новокуйбышевский и Сызранский), "Сургутнефтегаз" (Киришский), "ЛУКОЙЛ" (Пермский и Волгоградский), Центральная топливная компания (Московский), и заводы Нижнекамского нефтехимического комплекса имеют стабильную загрузку на уровне 70-80%. Нефтяные компании "НОРСИ-ОЙЛ", "Башнефтехим", а также "Салаватнефтеоргсинтез" обеспечивали загрузку своих заводов на уровне 60-65%. А в самом худшем положении оказались заводы компаний "КомиТЭК" (Ухтинский), "СИДАНКО" (Ангарский, Саратовский и Хабаровский), "Роснефть" (Краснодарский, Комсомольский и Туапсинский) и Тюменской нефтяной компании (Рязанский). Они работают на 38-40% своей мощности.

Поэтому неудивительно, что на совещании неоднократно вставал вопрос о взаимоотношениях между заводами и "материнскими" компаниями. Многие главные инженеры "жаловались" своим коллегам на абсолютное равнодушие со стороны руководства нефтяных холдингов. Например, по мнению представителей одного из заводов компании "СИДАНКО", руководство этой ВИНК сделало ставку на добычу, совсем забросив переработку. В результате НПЗ компании показывают одни из худших результатов в отрасли. "Хозяин" совещания, директор "КИНЕФа" Вадим Сомов, говоря об отношениях с головной компанией, отметил, что трения между производственным и управляющим звеньями - обычное явление. Поэтому необходимо постоянно, ежедневно искать и находить компромиссы. Об умении Вадима Сомова это делать говорит устойчивое положение "КИНЕФа" - на фоне общего состояния отрасли его можно назвать процветающим предприятием.

Если заводы, входящие в состав ВИНК, вправе рассчитывать на поддержку со стороны "материнских" компаний, то тем НПЗ, которые не привязаны к производственной базе, решать проблемы загрузки мощностей и реконструкции еще труднее. Им приходится самим искать давальцев сырья, и при этом не всегда успешно. И здесь также необходимо умение идти на компромиссы. Как отметил Виктор Рябов, досадно, что до сих пор не могут договориться между собой нефтедобытчики Татарии и нефтепереработчики Башкирии. У первых есть нефть, у вторых - возможность ее переработки. Но для того, чтобы наладить сотрудничество, они зачем-то пытаются обратиться к посредничеству Минтопэнерго, по каким-то чисто субъективным причинам им не удается установить прямые контакты.

Беспокойство многих главных инженеров вызывает положение нефтяных заводов внутри компаний. Сейчас наблюдается чрезмерная концентрация управленческих решений на уровне холдингов, что неизбежно приводит к снижению заинтересованности предприятий в повышении эффективности производства. Эта проблема требует серьезного обсуждения, но могие руководители отрасли пытаются уйти от прямой дискуссии на данную тему. Так, по предложению вице-президента "ЛУКОЙЛа" Владислава Баженова, Ассоциация нефтепереработчиков и нефтехимиков планировала провести конференцию, посвященную взаимоотношениям НПЗ и ВИНК. Но в ней согласились участвовать директора только трех-четырех заводов, да и то в том случае, если они получат разрешение от руководства "материнских" компаний.

Сейчас многие компании уже осознали, что они свели заводы на уровень чуть ли не производственных цехов, и поэтому начинают перестраивать систему управления. В этом отношении интересен опыт "ЮКОСа". По инициативе вице-президента компании Виктора Тархова принято решение, согласно которому заводы могут отныне самостоятельно реализовывать продукцию, произведенную сверх плана, установленного головной компанией. Это большой шаг к восстановлению экономической самостоятельности НПЗ.

Кстати говоря, нетрудно проследить тенденцию: заводы крупных нефтяных компаний, таких, как "ЛУКОЙЛ" и "ЮКОС", лучше обеспечены сырьем, на них выше темпы реконструкции. Поэтому эксперты Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков считают, что объективный процесс укрупнения нефтяных компаний может принести пользу отрасли.

Состояние нефтеперерабатывающих заводов во многом зависит от пресловутого "человеческого фактора", от уровня профессионализма и преданности своему делу руководителей предприятий. К примеру, полтора года назад на Саратовский завод "Крекинг", находившийся в тяжелейшем состоянии, пришла новая слаженная команда менеджеров с Павлоградского НПЗ - от директора до начальников отдельных производств. И завод, несмотря на отсутствие помощи со стороны "материнской" компании, стал медленно оживать, началась реконструкция. Поэтому, как отметил главный инженер "Крекинга" Валерий Ливийцев, прежде чем надеяться на поддержку государства или нефтяного холдинга, надо оценить собственные возможности и способности и использовать все имеющиеся резервы для возрождения производства.

Итог дискуссии по этому поводу подвел главный инженер ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка" Юрий Морошкин. Он справедливо отметил, что сколько существует заводов, столько и проблем. И было бы несправедливо списывать все беды нефтепереработки на неправильную стратегию нефтяных компаний. К примеру, "ЛУКОЙЛ" проводит активную техническую политику по отношению к своим "дочкам" и уделяет достаточно много внимания вопросам переработки.

По мнению ветерана российской нефтепереработки Михаила Черныша, многие годы возглавлявшего отрасль, все нефтяные компании страны, независимо от формы собственности, обязаны в своей деятельности руководствоваться государственной программой модернизации и реконструкции нефтеперерабатывающих предприятий. Она должна быть незыблемым документом, отражающим интересы не только ВИНК или Минтопэнерго, а государства российского в целом. Но за реализацию этой программы никто не несет ответственности. Ее генеральный заказчик - Минтопэнерго - фактически устранился от координирующей роли, компании далеко не всегда следуют ее пунктам. И только один холдинг - ОАО "ЛУКОЙЛ" - не только выполняет то, что намечено программой, но и дополнил ее новыми разделами по модернизации и реконструкции производства.

Кроме главных инженеров НПЗ, в совещании приняли участие представители полутора десятков научных учреждений. Поэтому тема отраслевой науки не могла не стать одной из центральных на этом форуме. Все ученые отмечали, что роль отечественных проектных организаций в процессе реконструкции отрасли сведена к минимуму. В федеральной программе "Топливо и энергия" предусмотрено выделение средств НИИ для подготовки проектов к участию в тендерах. И хотя это относительно небольшие суммы, ни один институт их пока не видел. В 1997 г. и в первом полугодии 1998 г. из-за отсутствия финансирования научно-исследовательские и проектно-конструкторские работы были фактически приостановлены.

Руководители НИИ, выступавшие на конференции, пытались убедить главных инженеров в том, что слухи о смерти отечественной отраслевой науки сильно преувеличены, у нее остается еще значительный потенциал, для реализации которого нужны реальные заказы со стороны НПЗ.

Заместитель директора института "Ленгипронефтехим" Ирина Джафарова заявила, что очень часто отечественное оборудование превосходит по своим характеристикам западное, но уступает ему по внешнему виду и уровню рекламной "раскрутки". Кроме того, заводы при заказе оборудования просят у подрядчика предоставить несколько возможных вариантов, и если иностранные фирмы выдают их десятками, то наши, к сожалению, способны осилить один-два. Однако практически все западные технологии нуждаются в адаптации к российским условиям, которую вынуждены проводить отечественные ученые. И если бы заводы обращались к нашим специалистам до того, как приобрести иностранное оборудование, а не после, многих проблем удалось бы избежать.

Но чего у России не отнимешь - так это классных специалистов. Так, сотрудники "Ленгипронефтехима" с опытом работы в два-три года принимаются на работу в знаменитую фирму "ЮОП" на должности, где, по правилам компании, необходим стаж в пять-шесть лет. Главное, чего не достает российской науке, - правильной организации работы. У "Ленгипронефтехима" есть в данной области свой опыт - это единственный в стране государственный институт с хозрасчетной системой проектирования.

Председатель правления СП "ПЕТРОКОМ" Леонид Соркин напомнил слушателям, как к отечественным НИИ относились в конце 80-х - начале 90-х годов. Тогда старались всеми правдами и неправдами заключить контракт непременно с иностранной фирмой, от отечественных технологий бежали как черт от ладана. Теперь многие поняли, что западное - не всегда самое лучшее. И сейчас названия некоторых инофирм для директоров НПЗ звучат как ругательство, а выступления директоров отечественных НИИ проходят "на ура". На самом же деле надо избегать крайностей и в каждом конкретном случае смотреть на качество оборудования, а не на страну-производителя.

Подавляющее большинство отечественных НИИ обрели в последние годы очень оригинальную структуру. От них начали отпочковываться подразделения, ведущие самостоятельные разработки, но под эгидой "материнского" НИИ. Ученые прозвали их "лепестками". И в некоторых случаях эти "лепестки" высосали все соки из "стебля". Как с горечью признал представитель "ВНИИнефтемаша" Владимир Головщенко, многие некогда очень солидные учреждения просто-напросто торгуют подписями и печатями под разработками, к которым на деле не имеют ни малейшего отношения. То есть "лепестки" выполняют всю работу, а НИИ за вознаграждение прикрывают их своим авторитетом. Естественно, контроль за качеством работ при такой системе минимален.

Успешно работающих НИИ в стране осталось не так много. Один из них, по общему признанию, - Средневолжский НИИ по нефтепереработке. Как отметила в своем выступлении его генеральный директор Татьяна Шабалина, он лишь на 30% финансируется "ЮКОСом", а остальные средства зарабатывает сам. При нем нет никаких "лепестков", зато среди сотрудников много перспективной молодежи. Это говорит о том, что развал науки - не столько следствие неправильной государственной политики, сколько дело рук самих директоров НИИ.

По словам генерального директора международного консорциума "РИФИН" Леонида Злотникова, отраслевая наука находится в стадии не выживания, а медленного умирания. Исток этого - в страшнейшей ошибке, совершенной правительством на стадии реформирования нефтяной отрасли, когда всю науку передали в ведение "Роснефти", которая изначально была не в состоянии поддерживать ее на необходимом уровне. Выход один - вытаскивать науку всем миром, при участии нефтяных компаний. К тем же ВИНК, которые откажутся финансировать науку, надо применять самые жесткие санкции, вплоть до отключения их "от трубы".

Но, как говорится, если гора не идет к Магомету. Научные организации должны сами сделать шаг к нефтяным компаниям, предложить им свои конкретные разработки и надежное сервисное обслуживание. При этом необходимо детально решать все спорные моменты. Но, как показало совещание, при всей общности интересов, между руководством нефтеперерабатывающих предприятий и научных институтов накопилось немало взаимных обид. В качестве примера можно привести отношения между "Ленгипронефтехимом" и "КИНЕФом", которые, по словам Виктора Рябова, из-за взаимного непонимания прервали взаимовыгодное сотрудничество.

Для решения проблемы отраслевой науки Ассоциация нефтепереработчиков и нефтехимиков предлагает создать единый научный центр, который объединит усилия специалистов отрасли. Необходимо также разработать программу научно-технического сопровождения работ по реконструкции нефтеперерабатывающей промышленности на перспективу до 2010 г. и создать концепцию развития прогрессивных технологических процессов глубокой переработки нефти. При этом приоритет должен отдаваться отечественным технологиям и продукции российского машиностроения. Но только общие усилия государства, отечественных нефтяных компаний и ученых могут поднять производство и науку и обеспечить топливную независимость России от иностранных производителей нефтепродуктов.

Http://www. oilru. com/nr/66/446/

В России давно уже ходят легенды о зарплатах нефтяников. Эти люди в значительной мере обеспечивают благосостояние страны. Принято считать, что они получают баснословные суммы. Давайте узнаем, сколько зарабатывают нефтяники и бурильщики газовых скважин в месяц в России.

Но прежде давайте выясним, чем конкретно занимаются бурильщики нефтяных и газовых скважин и представители смежных профессий.

Добыча газа и нефти – это целая отрасль народного хозяйства, в которой заняты представители достаточно большого количества профессий:

Перед каждым из них ставятся определенные задачи. Например, главной задачей геолога является обнаружение месторождений нефти и газа. Инженер-нефтяник должен разработать планировку нефте – и газодобывающих сооружений, а также обеспечить их надежную эксплуатацию. Техник-бурильщик непосредственно выполняет бурение скважин.

Часто работа нефтяников ведется вахтовым методом, вдали от дома и семьи, зачастую в местности с жесткими климатическими условиями.

Некоторые специальности отрасли также связаны с высокой вредностью для организма человека. Естественно, что эти факторы также оказывают значительное влияние на размер заработной платы.

Зарплата российского нефтяника и газовщика в значительной мере зависит от конкретного профиля его деятельности, региона, в котором он работает, а также финансовой политики организации, где он числится в штате.

Например, средняя зарплата сотрудников в компании «Газпром нефть» за месяц составила 355 тысяч рублей, работников «Лукойла» – 161 тысячу рублей, «Роснефти» – 141 тысячу рублей, а в «Сургутнефтегазе» «всего лишь» 60–70 тысяч рублей.

Впрочем, значительное влияние на общий высокий уровень средних зарплат по этим предприятием оказывают астрономические оклады топ-менеджеров.

В других, более мелких организациях представители профессий, связанных с добычей нефти и газа, получают на порядок меньше, чем в вышеуказанных лидерах.

Средний уровень заработной платы нефтяника в России с учетом окладов всех должностей в отрасли и компаний составляет порядка 150 тысяч рублей в месяц.

Теперь давайте рассмотрим, сколько получают работники нефтяной и газовой отрасли в России за месяц в разрезе конкретных специализаций.

Таким образом, видно, что больше всего в России в месяц среди работников нефтедобывающей промышленности зарабатывают управленцы, а именно члены советов директоров крупных компаний. Почти в два раза меньше получают директора по геологии и бурению.

Среди специалистов больше всего зарабатывает инженер по бурению нефтяных и газовых скважин. Несколько меньше получает инженер по наклонно-направленному бурению. Затем по величине заработной платы следуют керамист и каротажник.

Меньше всего получает бурильщик скважин – 45,8 тыс. рублей в месяц. Но даже эта сумма значительно превышает средний уровень заработка населения по России. Так что можно сказать, что нефтяная и газовая отрасль имеет один из самых высоких зарплатных показателей по стране и уступает разве что работникам банковской сферы.

Нужно также учесть, что специалисты ведущих российских компаний, таких как «Газпром», «Лукойл», «Роснефть», зарабатывают значительно больше, чем представители аналогичных профессий по отрасли в целом. А вот заработок персонала различных дочерних компаний существенно меньше. Это вызывает достаточно большой разброс в уровне окладов между аналогичными специальностями на разных предприятиях.

Для того чтобы иметь более цельную картину о величине заработной платы в отрасли нефте – и газодобычи, давайте выясним, сколько получают нефтяники в зарубежных странах, и сравним их уровень оклада с коллегами из России.

Мировыми лидерами по уровню заработка среди работников нефтяных и газовых скважин являются австралийцы. У них средняя месячная зарплата составляет около $13,6 тыс. Далее следуют нефтяники из Норвегии – $12,7 тыс., Новой Зеландии – $10,6 тыс., Нидерландов – $10,3 тыс., Канады – $10,25 тыс., США – $10,1 тыс. и Франции – $7,7 тыс.

Уровень зарплат нефтяников в России значительно ниже, чем у мировых лидеров по данному критерию. Как говорилось выше, он составляет 150 000 рублей в месяц, или порядка $2,5 тыс. при переводе на американскую валюту.

Такой разрыв с уровнем зарплат иностранных коллег объясняется не только разницей в средних заплатах по странам, но и значительным дефицитом квалифицированных кадров в Норвегии, Австралии, Новой Зеландии и других вышеперечисленных государствах. Это вынуждает работодателей поднимать заработную плату персоналу нефтедобывающих компаний.

Впрочем, в сравнении с зарплатами в РФ в других отраслях, а также со средним уровнем цен величину заработка отечественных нефтяников можно считать достаточно высокой. Кроме того, нужно заметить, что оклады в отечественной нефтяной отрасли выше зарплат не только в Казахстане, Нигерии, Судане, но даже в Иране и некоторых странах Ближнего Востока.

Как видим, быть работником нефтяной и газовой отрасли практически в любой стране мира очень престижно и выгодно. Не исключение в этом плане и Россия. Топ-менеджеры зарабатывают вообще астрономические суммы, но и обычные работники имеют тоже более чем пристойную зарплату, которая значительно превышает средний уровень окладов по стране.

Но не стоит думать, что эти суммы даются легко. Нужно помнить, что работа нефтяника сопряжена с многочисленными рисками, в том числе и для здоровья, зачастую с высокими физическими нагрузками, пребыванием в зонах с неблагоприятными климатическими условиями, вдали от постоянного места жительства.

Так что высокий доход нефтяников – специалистов и рабочих – это не просто какой-то подарок свыше, а заслуженная оплата труда.

Http://skolkozarabatyvaet. ru/professii/zarplata-neftyanika-v-rossii-v-mesyac

Инженер по эксплуатации нефтегазопроводов — специалист, призванный содержать нефтегазопровод в работоспособном состоянии. Он несет ответственность за бесперебойную подачу нефти и газа по трубопроводу.

На сегодняшний день нефтегазопровод является самым экономичным и, по большому счету, единственно возможным способом транспортировки нефти и газа в пределах страны и за границу. Это связующее звено между месторождениями нефти и газа, заводами по их переработке и конечными потребителями. Для России нефтегазовая отрасль является основой материально-сырьевой базы страны, ее мощи, престижа и благополучия. Работа каждого специалиста на любом этапе от поиска нефтяных и газовых месторождений до их эксплуатации имеет в конечном счете огромное значение для экономики страны. Практически все отрасли промышленности и сельского хозяйства используют в своей работе газообразное и жидкое топливо, прочие продукты переработки нефти и газа. Поэтому работа в этой сфере требует высокого профессионализма специалистов всех уровней и оплачивается достойно.

Современный магистральный трубопровод представляет собой комплекс сложнейших сооружений, который включает в себя: линейную часть, перекачивающие и компрессорные станции, конечные пункты. Главная задача инженера по эксплуатации нефтегазопровода — грамотная эксплуатация магистральных трубопроводов и оборудования на них, нефтеперекачивающих, компрессорных, газораспределительных и автозаправочных станций.

Профессиональная деятельность инженера по эксплуатации нефтегазопровода подразделяется на несколько видов:

эксплуатация объектов нефтегазового производства и технический надзор за их состоянием, так называемый инженерный мониторинг; контроль за правильной эксплуатацией технологического оборудования и соблюдением требований и методов его использования; составление плана поручений и контроль за его исполнением; контроль за работой подрядных организаций и ремонтных служб; установление причин неисправностей в работе нефтегазопровода и технологического оборудования, принятие мер по их устранению; использование передовых методов ремонта и реконструкции нефтегазовых объектов; осуществление производственного контроля за соблюдением требований охраны труда, промышленной и экологической безопасности; проведение проверок в соответствии с российскими нормативными положениями и стандартами.

оптимальная организация работы исполнителей, принятие правильных управленческих решений в условиях различных мнений; организация и координация работы аварийных бригад при устранении дефектов и неисправностей; организация работ по устранению парафиновых отложений в нефтегазопроводе; выбор компромисса и оптимального решения между различными параметрами — ценой, качеством, безопасностью и сроками исполнения — как при долгосрочном, так и при краткосрочном планировании; осуществление технического контроля и управления качеством нефтегазовой продукции.

анализ состояния и динамики производственных объектов; фундаментальные и прикладные исследования в сфере нефтегазового дела; участие в создании новых технологий.

разработка обобщенных вариантов решения проблем эксплуатации объекта, анализ вариантов, прогнозирование последствий, нахождение компромиссных и оптимальных решений в условиях многокритериальности; разработка проектов нефтегазовых объектов и производств с учетом экономических параметров; использование информационных технологий; разработка проектов технических условий, стандартов и технических описаний; внесение предложений и разработка проектов по улучшению надежности и безопасности на объектах; поддержка модернизации конструкции систем трубопроводов; предоставление организационной и технической поддержки при реализации новых проектов по монтажу, поиску и устранению неисправностей и вводу оборудования в эксплуатацию.

Высокая оплата труда Постоянная востребованность Высокий престиж профессии Возможность карьерного роста

Частые командировки или вахтовый метод работы Высокий уровень ответственности

ответственность организаторские способности дисциплинированность исполнительность обязательность уверенность целеустремленность

Знание принципов работы и ремонта нефтяного оборудования, нефтегазопроводов; владение процедурами устранения типичных видов неполадок и неисправностей; знание методов инженерно-технического обеспечения и технического обслуживания трубопроводов.

Технические и технологические университеты в крупных городах. Специальность: «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

У начинающего специалиста оклад от 50–70 тыс. руб. без районных коэффициентов и полевого довольствия, которые в условиях Сибири, Дальнего Востока и Крайнего Севера удваивают заработную плату. С карьерным ростом соответственно возрастает зарплата, достигающая иногда 300 −400 тыс. руб.

В нефтяной и газовой отрасли можно сделать стремительную карьеру, потому что сама отрасль развивается очень быстрыми темпами. Инженер по эксплуатации нефтегазопровода может стать начальником определенного участка трубопровода, затем генеральным директором управлений различных магистралей, главным инженером и техническим руководителем нефтеперекачивающих и компрессорных станций, директором нефтебазы.

Первое воскресенье сентября — День работников нефтяной и газовой промышленности

В Российской Федерации протяженность магистральных нефтегазопроводов составляет более 300 тыс. км. Для их нормальной работоспособности используется около 800 компрессорных и нефтеперекачивающих станций. В течение последних десятилетий в России проектируются и вводятся в строй уникальные по протяженности новые сложные технические системы трубопроводного транспорта природного газа, нефти и нефтепродуктов в районах вечной мерзлоты, сейсмической активности, заболоченной местности и в других экстремальных природно-климатических условиях. Ученые постоянно работают над решением задач обеспечения надежности, прочности, безотказности и долговечности конструкций проектируемых нефтегазопроводов.

Нефтегазопроводы подразделяются на магистральные и промысловые. Магистральные предназначены для транспортировки газа на большие расстояния. Промысловые — для транспортировки продукта добычи от скважины к резервуарному парку.

Сегодня продолжают строиться новые трубопроводные артерии, которые по технической сложности не имеют аналогов в мировой практике: газотранспортная система «Ямал-Европа», магистральный газопровод «Россия-Турция», нефтепровод «Восточная Сибирь-Тихий Океан».

Http://www. profguide. ru/professions/ingeneer-gazoprovod. html

Русский язык Математика (профильный) – профильный предмет, по выбору вуза Информатика и информационно-коммуникационные технологии (ИКТ) – по выбору вуза Физика – по выбору вуза

Самая прибыльная отрасль российской экономики – это, безусловно, нефтяная промышленность. Именно поэтому профессия технолога-нефтяника является очень популярной среди будущих студентов.

Привлекает молодых людей не только высокая заработная плата. Расти и развиваться в такой перспективной отрасли довольно интересно. Здесь постоянно внедряются новейшие разработки наших ученых, а значит, всегда есть шанс проявить свои способности. Как и большинство профессий, специальность 21.03.01 «Нефтегазовое дело» получают в высших учебных заведениях.

После окончания 11 классов выпускники средней школы сдают Единый государственный экзамен. Если нефтегазовая промышленность является той сферой, в которой хочет трудиться абитуриент, то ему необходимо знать, какие предметы сдавать в рамках ЕГЭ.

Большинство вузов, обучающих технологиям в нефтегазовой промышленности, интересуются результатами экзаменов по русскому языку, математике (как профильному предмету), а также физике либо информатике и ИКТ. Выпускники, чей балл приближается к 80-86, имеют отличные шансы стать студентами университетов, институтов и академий по специальности «нефтегазовое дело».

С учетом того, что нефтяные и газовые вышки расположены в достаточно удаленных местах государства, студентам следует знать, что порой условия работы будут далеки от комфортного офиса. Хотя существует возможность работать, так сказать, «на берегу».

Если в обязанности сотрудника входит ремонт, налаживание, монтаж и обслуживание скважин, то выезды на места добычи природных ресурсов являются обязательными. В то же время после окончания обучения можно заниматься организацией работы бригад, контролем над соблюдением техники безопасности. В этом случае деятельность специалиста предусматривает работу в офисе.

Нефтегазовая промышленность обеспечивает прикладное и практическое направление деятельности технолога. Но место для исследовательской работы здесь также есть. Ведь для повышения рентабельности наряду с экологической безопасностью необходимы новейшие технологии.

Технологов в области нефтяной и газовой промышленности готовят во многих вузах Москвы. Но жители других регионов РФ также имеют отличную возможность овладеть данной специальностью, не уезжая далеко от дома. Особенно популярен этот факультет в регионах добычи нефти и газа. Вот лишь краткий перечень учебных заведений, где можно получить профессию технолога и инженера нефтеперерабатывающей и газодобывающей промышленности:

Московский государственный машиностроительный университет; Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе; Дальневосточный государственный университет путей сообщения; Воронежский государственный архитектурно-строительный университет; Казанский (Приволжский) федеральный университет; Филиал Тюменского государственного нефтегазового университета в городе Нефтеюганске.

Если у студента есть возможность посещать занятия очно, он потратит на получение степени бакалавра 4 года. Если же молодые люди выбирают заочную, вечернюю или смешанную форму обучения, это займет 5 лет.

Чтобы разбираться в особенностях нефтегазовой добычи, школьного курса химии и физики будет явно недостаточно. Поэтому в процессе получения высшего образования студенты изучают следующие предметы:

нефтегазовая гидромеханика и гидравлика; квалиметрия, метрология и стандартизация; основы автоматизации технологических процессов в нефтегазовом производстве; химия газа и нефти; технология конструкционных материалов и материаловедение; теплопередача и термодинамика; инженерная компьютерная графика и начертательная геометрия.

После столь серьезной и разносторонней подготовки выпускник направления «нефтегазовое дело» обладает достаточной квалификацией для работы в отрасли. Этому способствуют те навыки, которые приобретают молодые люди в процессе обучения.

Помимо участия в разработках и проектирования добычи природных ресурсов, специалисты выполняют схематизацию залежей и создают их геологическую модель. При этом используется самая современная вычислительная техника и программное обеспечение.

Уже введенные в эксплуатацию скважины также нуждаются в постоянном обслуживании, ремонте и реконструкции.

Чтобы добытая нефть и газ хранились надежно, необходимо правильно спроектировать и соорудить газонефтехранилища и газонефтепроводы. Участие в таких проектах крайне важно и часто поручается молодым специалистам.

Организация работы бригад, малых коллективов также входит в обязанности инженеров нефтегазовой отрасли. Ну а контроль над извлечением углеводородов, качеством полуфабрикатов и готовой продукции доверяется только лучшим специалистам.

Выпускники вузов по специальности нефтегазового направления редко остаются один на один с вопросом, кем работать. Их место работы обычно на предприятиях нефте – и газодобывающей сферы. Правда, стоит помнить, что конкуренция в этой области слишком высока.

После окончания вуза молодые люди могут рассчитывать на должности бурильщика, мастера, лаборанта сооружений, техника или инженера. Возможно также участие в работе научно-исследовательских институтов на должности лаборанта или младшего научного сотрудника.

Уровень заработной платы для сотрудников, работающих непосредственно в местах добычи нефти и газа, стартует с 40-50 тысяч рублей. После нескольких лет работы эта цифра может достичь 70-90 тысяч рублей.

В профессиях обрабатывающей промышленности зарплаты несколько больше. Инженер может рассчитывать на 60-80 тысяч, а главный инженер – на 100 тысяч рублей.

Для того чтобы заниматься научно-исследовательской деятельностью, а также занять должность в одной из нефтесервисных компаний или государственных органах управления нефтегазодобычи, следует получить степень магистра.

Большинство вузов предоставляют такую возможность на основании бакалавриата. Помимо фундаментальных знаний в области геофизики, геологии и геодинамики, магистранты получают неоценимый практический опыт в вопросах разведки и экономической оценки месторождений, изучают менеджмент нефтегазовой промышленности и правовые основы управления базой нефтегазодобычи.

Http://edunews. ru/entrants/okso/texnologii/neftegazovoe-delo. html

Нефть стала одним из самых главных стратегических продуктов человечества еще в конце 19-го столетия и не теряет свою актуальность до сих пор, несмотря на обилие альтернативных источников энергии. От нефти и продуктов ее переработки зависят все без исключения отрасти промышленности и, как следствие, все население планеты.

Человечество использовало нефть с незапамятных времен, например, в качестве связывающих материалов при строительстве, для бальзамирования тел умерших, в качестве горючего материала и т. п. Однако действительно незаменимой она стала со времени открытия процессов перегонки, крекинга и других вариантов ее переработки. Бензин, керосин, дизельное топливо, мазут, а также множество важнейших веществ для химической, пищевой и фармацевтической промышленности производятся непосредственно из нефти.

Следовательно, все профессии, связанные с добычей и переработкой нефти, очень востребованы и высокооплачиваемы. Спрос на специалистов-нефтяников очень высок, он стабильно растет с расширением и развитием этой высокотехнологичной отрасли промышленности.

Нефтяник – очень широкое понятие, оно включает в себя целый ряд профессий, от рабочего на нефтепромысле или нефтеперерабатывающем заводе до топ-менеджера глобальной корпорации. Для каждой специальности выдвигаются свои требования к кандидатам.

Однако, обычно, когда в быту употребляют термин «нефтяник», имеют в виду именно геолога, который разведывает и разрабатывает нефтяные и газовые месторождения (эти полезные ископаемые часто сопутствуют друг другу).

Разведка месторождений – комплексный процесс, который включает в себя собственно обнаружение месторождения нефти, анализ его с точки зрения сложности и рентабельности добычи, проведение изыскательских и научно-исследовательских работ. Большая сложность разведки связана с тем, что каждое месторождение индивидуально, и зачастую приходится применять уникальные методики, которые требуют от геолога-нефтяника высокой квалификации, умения работать в сложных условиях и принимать быстрые и правильные решения.

Первый этап разведки – поиск залежей по внешним, косвенным признакам. Таковыми признаками могут являться пленки нефти на воде, непосредственный выход нефти на поверхность земли, следы асфальта (продута окисления нефти) на трещинах в породе, запах легких ее фракций и т. д.

В последнее время активно используются высокотехнологичные методы геологоразведки, геофизические методы исследования, например, сейсмографы в сочетании с направленными взрывами позволяют изучить форму, объем и расположение нефтяных пластов под землей. После первичного определения места производится опорное бурение. Поисковая скважина может достигать нескольких километров; добываемый керн исследуется различными методами, которые показывают состав и качество нефти из данного месторождения, перспективы его дальнейшего коммерческого использования.

Далее следует непосредственно добыча нефти, которая производится путем бурения скважин. Бурение может быть вращательным и ударным. В скважинах нефть находится под высоким давлением, следовательно, она сама фонтанирует из скважин. Со временем давление падает; для дальнейшей добычи нефти в пласт закачивают воду или газ (или совместно) для выталкивания ее на поверхность.

На одном месторождении могут функционировать сотни скважин разной функциональности – буровые, исследовательские, нагнетательные. Все это требует большого количества высококвалифицированных рабочих и специалистов для обслуживания. Добытая нефть очищается от газа и твердых примесей и поступает в газопровод, который соединяет скважины с нефтеперерабатывающими заводами.

Специфическим методом добычи нефти является добыча на морском шельфе. Для этого в прибрежных водах строят буровые платформы, которые бывают как стационарными, так и плавучими, в зависимости от природных условий. Буровые суда могут осуществляться на большой глубине, вплоть до 3 км.

Нефтепереработка – комплекс физических и химических процессов для переработки нефтяного сырья в топливо, смазочные материалы и сырье для химической промышленности. Она включает в себя атмосферную и вакуумную перегонки, термический и каталитический крекинг, коксование, риформинг, изомеризация и др. Нефть используется максимально эффективно, производство практически безотходное.

Как видно из вышеприведенного краткого описания процесса добычи и переработки нефти, специалисты любого звена должны обладать высоким уровнем квалификации, хорошим образованием и как минимум базовое знание профессионального программного обеспечения. Чем выше предлагаемая заработная плата, тем серьезнее требования к соискателю.

– профессиональное образование. Для рабочих – среднее специальное, для инженерного и научного персонала – высшее.

– хотя бы минимальный стаж работы по специальности, опыт проведения геолого-разведывательных и изыскательских работ.

– высокий уровень пользования компьютером, знание программ геологического моделирования, AutoCAD и пр.

– знание технического английского языка на уровне, достаточного для понимания документации и литературы по специальности.

– готовность к командировкам, проживанию и работе в полевых условиях.

К претендентам на руководящие должности предъявляются повышенные требования, например, опыт организации геологических партий, опыт работы в нестандартных условиях, глубокое знание специализированного программного обеспечения, умение быстро и четко принимать решения, навыки стратегического планирования и многое другое. Естественно, что ответственность руководителя намного выше, чем рядового нефтяника, что отражается на его заработной плате.

Профессия геолога-нефтяника в чем-то манящая и романтичная. Впрочем, для некоторых людей достоинства могут превратиться в недостатки; однако, выбор направлений деятельности в нефтяной промышленность очень высок, и каждый сможет найти себе работу по душе. Однако, списки недостатков и достоинств будут практически идентичными.

– отсутствие рутины при полевых работах. Разработка каждого нового месторождения связана с выездами в новые места, применением новых методов исследования, принятием нестандартных решений.

– постоянные командировки и переезды, посещение новых живописных мест, отдаленных на многие километры от заезженных туристических маршрутов.

– частое пребывание на свежем воздухе в экологически чистых местах.

– ощущение причастности к делу, которое общественно полезно и важно для многих.

Не бывает идеальных профессий; нефтяник не является исключением. Всякая романтика может обернуться тяжелыми условиями работы, постоянной усталостью и неудовлетворенностью жизнью.

– необходимость работы в сложных полевых условиях. Для многих людей представляет большую сложность необходимость работать длительное время в некомфортных условиях – проживание в палатке, питание в полевой кухне и т. п.

– возможные длительные периоды рутинной обработки полученных в «поле» данных.

– ограниченный выбор мест работы, ведь количество нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих компаний невелико. Как следствие, конкуренция на рынке труда очень высока.

– опасности, связанные с добычей нефти. По большому счету, они не страшнее опасностей на любом промышленном предприятии.

Профессии, связанные с добычей и переработкой нефти, очень популярны, следовательно, на образовательном рынке есть множество предложений для желающих получить соответствующие профессии.

Ведущим российским учебным заведением в отрасли нефте – и газодобычи является Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. Филиалы университета действуют в Оренбурге, Ашхабаде и Ташкенте. Университет находится на переднем крае науки, его выпускники без проблем находят престижную работу по специальности.

Уфимский государственный нефтяной технический университет является одним из лидеров по подготовке кадров для нефтяной промышленности. Обучение в университете непосредственно связано как с научными исследованиями, так и с практической работой в полевых условиях.

Стоит отметить совместную магистерскую программу Томского политехнического университета и шотландского Heriot-Watt University. Она включает обучение по двум специальностям – нефтяной инжиниринг и геология нефти и газа. Большую часть предметов преподают шотландские преподаватели, дипломные проекты защищаются перед комиссией из Эдинбурга. Выпускники получают международный диплом и имеют возможность трудоустроиться в ведущих нефтяных компаниях мира.

Http://fulledu. ru/articles/professii/article/680_neftyanik. html

Данный раздел содержит информацию о многообразии профессий и направлений работы в нефтегазовой отрасли, востребованных в компании «Штокман Девелопмент АГ».

Надеемся, эта информация поможет тем из вас, кто еще не определился с выбором своего дальнейшего профессионального пути.

Мы знаем, что вы можете задать вопрос, связанный с потребностями Компании «Штокман Девелопмент АГ» в рабочих и специалистах.

Какие рабочие места будут появляться в перспективе? Какое образование выбрать детям?

Список должностей будет зависеть от пообъектной структуры, но уже сейчас, на основе опыта аналогичных проектов мы можем говорить о некоторых востребованных специальностях:

операторы по добыче газа геологи геофизики инженеры-технологи инженеры по бурению специалисты по охране труда ремонтные рабочие электрики техники по обслуживанию технические рабочие

На рынке труда России сохраняется дефицит рабочих специальностей для работы на промышленных объектах!

В связи с возрастающей потребностью в специалистах среднего звена, освоение рабочих специальностей — прекрасная стартовая площадка для карьерного роста молодых и инициативных людей.

Прежде чем добыть нефть или газ‚ надо их найти. Именно этим — разведкой недр Земли — занимаются геологи. Эта специальность всегда считалась очень романтичной. Только представьте: жизнь в палатке‚ песни под гитару‚ вкусная тушенка на завтрак‚ обед и ужин. Но не все так просто и легко. Трудятся геологи вахтовым методом: несколько недель или месяцев ходят с тяжелыми рюкзаками по степи или тайге — собирают образцы горных пород‚ составляют карты и схемы‚ а по возвращении на базу обрабатывают полученные данные. Профессия эта не для слабых. Специалистам приходится работать в любых погодных условиях‚ карабкаться по горам‚ сплавляться по бурным рекам.

Геофизик занимается сейсмической разведкой. Этот метод основан на изучении распространения в земной коре упругих волн‚ вызванных взрывом или ударом. Учитывая время распространения этих волн и характер их колебаний‚ геофизики получают представление о составе горных пород и наличии в той или иной местности полезных ископаемых. Но на этом их работа не заканчивается. После открытия месторождения необходимо оценить его запасы и рационально провести разработку‚ не нанося ущерба окружающей среде. Всеми этими вопросами тоже занимаются геофизики.

Для профессионала в данной области важны такие качества‚ как физическая выносливость‚ внимательность‚ кропотливость‚ аналитические способности.

Как нетрудно догадаться из названия‚ этот специалист отвечает за бурение скважин. Нефтяная скважина — отверстие в земле диаметром примерно 20 см и глубиной 2–4 км; в него спущена труба‚ по которой наверх поступает нефть‚ газ или другие флюиды. Сегодня в бурении применяют последние достижения науки и техники. Но несмотря на это‚ рекорд Кольской сверхглубокой скважины (12 262 м) до сих пор не побит. Инженерам будущего еще только предстоит покорить недра планеты. Чтобы это сделать‚ надо хорошо знать математику‚ физику‚ механику‚ химию и другие технические науки. В обязанности инженера по бурению входят составление графика бурения‚ прогнозирование результатов этого процесса‚ координация работ и необходимого оборудования‚ анализ данных по близлежащим скважинам‚ проведение расчетов по креплению скважин‚ просчитывание риска столкновения скважин и т. д.

Нефтяники и газовики имеют дело с горючими и взрывчатыми веществами‚ их работа считается опасной‚ поэтому специалисты по охране труда в этой области очень востребованы.

Такие сотрудники следят за исполнением должностными лицами и работниками предприятия нормативных актов по промышленной и экологической безопасности; планируют и проводят мероприятия по профилактике травматизма и аварийности на производстве‚ по улучшению условий труда сотрудников‚ сохранению их здоровья. Им приходится проводить расследование несчастных случаев‚ вести установленную законом отчетность‚ разрабатывать локальные нормативные акты.

Очевидно‚ что специалист по охране труда должен не только разбираться в инженерной специфике‚ знать технологический процесс добычи и переработки нефти и газа‚ но и обладать развитыми коммуникативными навыками и отличными организаторскими способностями.

Управление проектами в нефтегазовой сфере — это очень сложная и ответственная работа. Руководитель обязан организовать производственный процесс таким образом‚ чтобы и люди‚ и техника работали максимально эффективно. В связи с тем что добыча нефти и газа — отрасль довольно специфичная‚ менеджерами проекта здесь обычно становятся бывшие инженеры с геофизическим образованием.

Менеджер обязан знать все этапы технологического процесса‚ иметь опыт участия в тендерах‚ представление о документообороте и инженерных согласованиях‚ уметь оценивать эффективность инвестиций‚ решать задачи оптимизации производства‚ проводить маркетинговые исследования.

Инженер-технолог — это специалист, который осуществляет контроль качества продукции материалов, ведет технологическую документацию. Также в круг его обязанностей входит разработка и внедрение новых систем контроля качества, составление отчетов, анализ рисков.

В зависимости от должности инженер-технолог по качеству может контролировать как все стадии изготовления, так и отдельные аспекты. Иногда приходится выезжать в командировки, чтобы проверять качество материалов у поставщиков.

Личные качества, которыми должен обладать данный специалист — это: ответственность, аккуратность, исполнительность, внимательность.

Ведущий инженер-технолог по добыче нефти и газа — это специалист, который разрабатывает требования и документы для систем добычи углеводородов и способов их подъема на поверхность, занимается созданием моделей эксплуатационных скважин и регламентной технологической документации для оптимизации добычи и повышения коэффициента эксплуатации всех систем добычного комплекса, совершенствует систему разработки через комплексную систему геолого-технических мероприятий, является ответственным за концептуальные стандарты и технологические требования при заканчивании, освоении и эксплуатации скважин, подготавливает программу работ, направленных на увеличение добычи нефти, таких как: капитальные ремонты скважин, внутрискважинные работы, ГРП, кислотные обработки.

Данный специалист анализирует и утверждает комплекс электротехнических работ, их оптимизацию, оценивает и разрабатывает мероприятия по повышению надежности в период проектирования и эксплуатации энергооборудования, осуществляет монтаж, наладку, обслуживание и устранение неполадок электрического оборудования и обеспечивает стабильность работы электрооборудования, соблюдает стандарты по эксплуатации и безопасности электрооборудования.

Обязательными знаниями для инженера-электрика являются: технические знания в области электротехнического оборудования/систем и баз данных, знание и навыки в области инженерно-технического обеспечения электротехнических проектов.

Такой специалист ответственный за контрольно-измерительные приборы и автоматику при выполнении многопрофильных работ, установку, настройку, диагностику (выявление неисправностей), ремонт и техническое обслуживание КИП и приборов для измерения параметров технологического процесса. Он также осуществляет техническое обслуживание КИП и автоматики системы управления технологическим процессом, системы пожарной и газовой сигнализации и прочих КИП, а также хранение, обновление и ведение статистических данных по оборудованию. Он является ответственным за обеспечение правильного функционирования и технического обслуживания всех систем безопасности в соответствии с требованиями.

Механики занимаются обслуживанием механического оборудования, выявлением его неисправностей. Проводят настройку нового оборудования, осуществляют активный мониторинг технического состояния механического оборудования и систем, в случае необходимости заказывают запасные части. Проводят функциональные испытания при сдаче в эксплуатацию новых строительных конструкций, пуско-наладочные работы и передачу оборудования.

И, безусловно, обеспечивают надежность и техническую целостность оборудования и систем путем применения утвержденных стандартов, процедур и графиков, соблюдают технику безопасности при работе с оборудованием.

Выполняет операции, связанные с добычей нефти и газа, процессами нагнетания газа и воды, нефтяным и газовым оборудованием, работой приборов и сосудов высокого давления так, чтобы это было безопасно, с учетом требований по охране окружающей среды, эффективно, экономично и не усложняло производственный процесс. Управляет, поддерживает и следит за всем технологическим оборудованием и оборудованием для вспомогательных работ на морской платформе. Управляет работой скважин, осуществляет контроль за безопасным состоянием скважин. При заключении об угрозе безопасности самостоятельно принимает решение об остановке скважин(ы). Управляет оборудованием и устройствами для ведения добычи, системами вспомогательного обслуживания технологического процесса, исправляет нарушения технологического процесса. Непрерывно следит за состоянием системы безопасности.

Этот специалист обеспечивает безопасное, эффективное и своевременное выполнение всего комплекса задач по техобслуживанию механического оборудования, выполняет планово-предупредительный и внеплановый ремонт вращающегося оборудования, генераторов, технологического оборудования и вспомогательных систем, осуществляет проведение плановых испытаний и проверок механического оборудования, плановую регулировку механического оборудования, осуществляет контроль технического состояния механического, общезаводского оборудования и систем, осуществляет устранение неисправностей, выявление дефектов и ремонт всего механического оборудования.

Конечно, на любом промышленном объекте всегда присутствует инженер, отвечающий за промышленную безопасность (ПБ) и охрану окружающей среды (ООС). Этот специалист контролирует соблюдение правил промышленной безопасности на производственных объектах. Он контролирует правильную эксплуатацию оборудования с точки зрения промышленной безопасности. Разрабатывает и внедряет методологии в области ПБ и ООС. Контролирует и оценивает результаты выполненных природоохранных работ. И конечно, разрабатывает и внедряет обучающие программы, наглядные пособия, относящиеся к сфере поддержки по безопасности на промышленных объектах.

Http://www. shtokman. ru/career/universities/occupations/

Потребность в чистой, безопасной, доступной энергии увеличивается с каждым годом. Вслед за ростом спроса растет и добыча нефти. Вы можете помочь в достижении целей стоящих перед нефтяной индустрией. Если вы хотите изменить к лучшему этот мир, любите решение сложных задач, ищите интересную работу и стремитесь к финансовой обеспеченности – вам стоит серьезно подумать о Карьере в нефтяной отрасли.

Чем привлекательна карьера в нефтяной отрасли? Высокая зарплата, высокие бонусы, значительный социальный пакет. Но не только материальное вознаграждение привлекательно.

Нефтяная отрасль – одна из самых комплексных. Что это значит? Это значит, что в ней может найти применение практически любой в чем-то талантливый человек. За одним словом Нефтяник кроется целый арсенал профессий. Нефтянка – это и инженерные специальности и экономические. Это химики, математики, буровики, финансисты, юристы, бухгалтера, слесари, технологи, геологи, энергетики, экономисты и другие самые разные профессии.

По данным Общества инженеров-нефтяников (The Society of Petroleum Engineers) для обеспечения мира необходимым количеством энергии сегодня и в будущем требуется на 38% больше инженеров-нефтяников.

Для инженеров нефтяная отрасль всегда была благоприятным полем деятельности. Здесь вы найдете множество различных возможностей по реализации и развитию своих технических и личностных качеств.

Инженеры-нефтяники занимаются поиском месторождений нефти и газа, их разработкой и эксплуатацией, на них также возложена обязанность по восстановлению территории после завершения буровых работ. Они рационализаторы, использующие ультрасовременные технологии для разработки новых методов обнаружения нефти и бурения скважин. Профессия инженера-нефтяника предполагает множество различных специализаций, однако все они служат одной цели – обеспечить мир энергией и сохранить окружающую среду для следующих поколений.

Некоторые области специализации инженеров-нефтяников: инженер-буровик; инженер-технолог; инженер-разработчик нефтяных и газовых месторождений; инженер-эколог; преподаватель / профессор; консультант; представитель по работе с органами власти; предприниматель; руководитель.

Работа инженеров-нефтяников осуществляется как из офиса, при помощи специальных компьютерных программ, так и на месторождениях. Кроме того, они часто путешествуют в различные точки своей страны и мира, где реализуют самые разнообразные проекты, так или иначе связанные с их специализацией.

Спрос на новые методы, технологии и источники получения энергии постоянно растет, а с ним повышается и спрос на инженеров-нефтяников. Многие представители этой профессии скоро достигнут пенсионного возраста, а это значит, что молодые специалисты получат шанс на быстрый карьерный рост.

В нефтяной отрасли выпускнику высшего учебного заведения предлагается один из самых высоких начальных окладов. Даже начинающие инженеры-нефтяники часто получают выгодные должности и значительные премии.

Миру всегда будет необходима энергия. Нефть и газ – наиболее важные источники энергии, спрос на которую только растет. Удовлетворение растущего спроса на энергию – задача инженеров-нефтяников. От них ждут инновационных разработок и поиска новых источников для удовлетворения этого спроса. Именно представители этой профессии определяют будущее человечества и на самом деле изменяют мир. Поэтому выбравших карьеру инженера-нефтяника сегодня ждет уникальное и захватывающее будущее. Не упустите свой шанс!

Нефтяная отрасль в России прочно удерживает второе место по уровню зарплат после банковской деятельности. Нефтянка – это не только интересно, за это еще и неплохо платят. Конкретные цифры, сколько будете получать именно вы, назвать довольно затруднительно. Слишком сильно они зависят от конкретной компании, вашего опыта работы и, что уж тут скрывать, от ваших связей с людьми принимающими решения. Главное, пожалуй, то, что в любом случае работая в нефтяной отрасли вы будете получать выше среднего. Некоторое представление о порядке зарплат может дать нижеприведенная диаграмма. Но эти цифры – в среднем по больнице. Разброс, на самом деле, от региона к региону и от компании к компании очень большой.

Ну как впечатлились? На самом деле зарплаты в нефтянке значительно меньше. Спросите об этом любого знакомого вам нефтяника. Дело в том, что данные на диаграмме не отражают зарплату в дочках крупных нефтедобывающих компаний. А основная масса работников трудится как раз таки в дочерних структурах. Кроме того, в средний уровень зарплат вносят свой вклад и высокие доходы менеджмента. Рядовые сотрудники получают на порядок меньше, но в масштабах страны даже их “относительно скромный” доход смотрится вполне прилично.

Более глобальный и подробный обзор зарплат в нефтяной отрасли дает исследование, проводимое ежегодно Обществом инженеров-нефтяников (SPE). По данным Общества инженеров-нефтяников средняя (точнее – медианная) Годовая зарплата в отрасли составила в 2010 году 130800 долларов, что составляет 10900 долларов в месяц. Средняя годовая зарплата, включая бонусы и другие виды доплат, составила 149279 долл. (Более подробная информация представлена в статье: Зарплата в нефтяной отрасли, исследование SPE).

Как получены эти данные? Общество инженеров-нефтяников рассылает приглашение принять участие в исследовании своим членам. После получения данных опросных листов проводится статистический анализ и составляется отчет. Понятно, что данные отражают зарплату только членов Общества инженеров-нефтяников. А это, как правило, уже состоявшиеся специалисты, занимающие не последнее место в крупных нефтедобывающих компаниях. Ведь членство в Обществе инженеров-нефтяников платное. Поэтому состоят там, как правило, опытные специалисты, за которых ежегодные членские взносы оплачивает компания-работодатель.

Психологи выявили одно очень интересное правило. Работает железно. Как ни крути, но от него не отвертеться. Человек зарабатывает столько, сколько В среднем зарабатывает его ближайшее окружение. Хотите зарабатывать как нефтяник – станьте нефтяником! Хотите зарабатывать больше – станьте продвинутым нефтяником!

Как люди в принципе делают карьеру в любой организации? Успех в современной бизнес-культуре основан на некоторых принципах, отличающихся от общепринятых привычных представлений о справедливости. Жизнь, вообще, не очень справедливая штука.

Расхожее мнение, не лишенное оснований, гласит: Связи решают все! Всероссийский центр изучения общественного мнения (ВЦИОМ) и компания HeadHunter провели совместное исследование роли связей в построении карьеры. Смотрите результаты и, как говорится, мотайте на ус.

По результатам исследования связи помогли в карьере только 24% опрошенных респондентов. Чем им помогли связи? Большинству из них связи помогли устроиться на хорошую работу. Только 11% отметили, что связи помогли им добиться повышения.

Основными факторами в построении успешной карьеры были названы: Качественная профессиональная подготовка (37%) и Усердная работа и большое терпение (32%).

Одним из ключевых навыков для успешной работы в крупной компании является Умение работать в команде. Это требует умения взаимодействовать с самыми разными людьми. Вот некоторые подсказки для успешной работы с людьми, которые приводит Garrison Wynn в своей книге The Real Truth about Success:

Люди более склонны связываться с людьми, которые больше слушают, чем говорят. Люди более склонны соглашаться с людьми, которые не ставят их в неудобное положение. Люди больше ценят решение, в принятии которого они принимали участие. Люди более склонны избегать сложных процессов, даже если они дают нужный результат. Люди более склонны выбирать то, что им привычнее, удобнее, несмотря на то, лучшее это или нет. Люди более склонны следовать за лидером, который дает им чувство своей значимости. Такие лидеры добиваются лучшей исполнительности.

Http://vseonefti. ru/career/

Нефтеперерабатывающие заводы германии

Posted on 14.05.2018 by nsistemy

НПЗ в немецком Ингольштадте может стать еще одним активом «Роснефти» в Европе

Швейцарская коммания Petroplus Holdings AG объявила на прошлой неделе дефолт по своим долговым обязательствам на 1,75 млрд долларов и начала процедуру банкротства. В скором времени пять НПЗ компании будут выставлены на продажу, а среди претендентов на некоторые из них уже называют «Роснефть».

Petroplus – один из крупнейших европейских нефтепереработчиков, который занимает около 4,5% рынка старого континента. В состав его активов входят пять НПЗ в Швейцарии, Великобритании, Бельгии, Франции и Германии мощностью переработки более 33 млн тонн в год. Крупнейшие из них – французский (161,8 тыс. баррелей в день) и английский заводы (175 тыс. баррелей в день). Мощность завода в Ингольштадте составляет 110 тыс. баррелей в день

Если не все, то, по крайней мере, некоторые из НПЗ банкротящегося концерна вполне могут стать объектом внимания российских нефтяных компаний, которые давно стремятся обзавестись перерабатывающими активами в странах ЕС. Поначалу такие попытки оказывались безуспешными, но в последние годы ситуация изменилась. Кризис в еврозоне стал хорошим средством от аллергии на присутствие российского капитала в энергоактивах стран ЕС.

К примеру, «Роснефть» в мае 2011 года приобрела 50% акций немецкой компании Ruhr Oel, которая владеет четырьмя заводами, перерабатывающими около 50 млн тонн нефти в год, что составляет около четверти нефтепереработки Германии. Глава российской компании Эдуард Худайнатов говорил, что покупка НПЗ в Германии – это «шаг по усилению позиций „Роснефти” на целевых зарубежных рынках». Поэтому покупка очередного НПЗ соответствовала бы стратегии «Роснефти» на приобретение активов в Европе. Тем более если подворачивается банкротный актив, за который не надо переплачивать.

«Глубина переработки заводов Petroplus выше средней глубины переработки в Европе. У Petroplus средний уровень индекса комплексности Нельсона составляет 8,04 (взвешено по мощности заводов), средний индекс по Европе – 6,1, – говорит аналитик „Инвесткафе” Виталий Михальчук. – Последние три года компания работала с убытком, достигшим 250 млн долларов в 2009 году и 112,3 млн долларов в 2010 году, при увеличивающейся каждый год долговой нагрузке. Период девяти месяцев 2011 года Petroplus закончила с убытком в 415 млн долларов, и банки отказали ей в продлении кредитной линии на 1 млрд долларов. В результате Petroplus не смогла закупить нефть для НПЗ и была вынуждена в декабре остановить три завода». Главной причиной убытков и банкротства, по мнению аналитика, является низкая маржинальность нефтеперерабатывающих заводов. «Средняя маржа нефтепереработки в Европе составляет 1-3 доллара за баррель, но на заводах Petroplus, по данным отчетности компании за третий квартал, она равнялась всего 0,9-1,25 доллара», – отмечает он.

Аналитик подчеркивает, что у «Роснефти» один из самых низких показателей соотношения переработка/добыча в отрасли, который был равен 40% в 2010 году. «Выручка от поставок нефтепродуктов за рубеж у этой компании была в два с лишним раза меньше выручки от экспорта нефти. Экспорт сырой нефти и является основной статьей дохода компании. В Европу „Роснефть” поставляет более 30% добываемой нефти (за девять месяцев 2011 года – 30,52 млн тонн из 88,67 млн тонн, или 34,4%). В случае покупки НПЗ Ingolstadt коэффициент переработка/добыча „Роснефти” увеличится с 47% по итогам девяти месяцев 2011 года до 53,5%, – говорит он. – Хотя ситуация с прибыльностью завода в будущем остается неясной, расширение присутствия „Роснефти” в этом регионе в перспективе будет полезно. Например, компания может переоборудовать завод для поставляемой через Приморск российской нефти и повысить тем самым его рентабельность».

Директор департамента Due Diligence «2К Аудит – Деловые консультации/Морисон интернешнл» Александр Шток отмечает, что сейчас европейские НПЗ работают с очень низкой рентабельностью. «В этом плане сделка по приобретению данного актива выглядит весьма рискованной. С другой стороны, „Роснефть” уже присутствует на немецком рынке нефтепереработки, и новый актив может хорошо вписаться в действующий бизнес. К тому же низкий интерес к нефтеперерабатывающим активам позволит „Роснефти” получить актив по привлекательной цене, – говорит он. – Скорее всего, „Роснефть” постарается не упустить шанс приобрести еще один НПЗ в Германии. К тому же у компании есть возможность повысить рентабельность предприятия, переориентировав его на работу с российской нефтью».

По мнению аналитика, вряд ли сама сделка вызовет вопросы у контролирующих органов Германии. «На рынке нефтепереработки в стране и в целом в Европе очень высокий уровень конкуренции. Оказывать давление на этот рынок „Роснефть” не сможет. Поэтому власти Германии, скорее всего, напротив, будут приветствовать приход нового стратегического инвестора в проблемные активы», – считает он.

Приобретение крупного нефтеперерабатывающего завода в Германии может позволить «Роснефти» получить доступ к новым технологиям глубокой переработки нефти, считает начальник отдела производственного аудита АКГ «МЭФ-Аудит» Александр Победаш. «Указанная стоимость будет приемлемой в случае наличия необходимых технологий и стратегических планов расширения присутствия в ЕС, даже несмотря на то, что это банкротный актив, – говорит он. – Возможность повышения маржинальности завода в краткосрочной перспективе вызывает сомнения, особенно на фоне снижения темпов роста мировой, а особенно европейской экономики. Негативной реакции со стороны ЕС от российского присутствия в западноевропейской нефтепереработке до прекращения кризиса мы, скорее всего, не увидим, а сохранение рабочих мест и поддержание ВВП Германии могут оказать положительное воздействие на двусторонние отношения наших стран».

Аналитик «Allianz РОСНО Управление активами» Ариэл Черный считает, что 1 млрд долларов, скорее, верхняя граница диапазона цен. «Нефтепереработка в Западной Европе – бизнес сравнительно низкомаржинальный, к тому же маржа у Petroplus была ниже среднерыночной, низкие доходы и отсутствие своих источников сырья для НПЗ стали основными причинами банкротства. Учитывая это, а также исходя из стоимости других недавно приобретенных „Роснефтью” НПЗ в Германии (Ruhr Oel), адекватной для завода Petroplus была бы цена порядка 700 млн долларов, – полагает он. – В принципе у „Роснефти” есть потенциал для повышения рентабельности завода – он может быть переоборудован для переработки российской нефти, поставляемой через Приморск. Однако перспективы проекта в плане получения прибыли все равно остаются туманными».

«Исходя из производственной мощности и локации НПЗ, заявленная оценка в 1 млрд долларов выглядит вполне адекватной. Пожалуй, можно даже говорить о том, что компания оценена по минимальной границе или даже с определенным дисконтом, – считает Роман Беседовский, управляющий фондом „Финам нефтегаз”. – Преимущества, которые получает „Роснефть” с покупкой этого актива, носят комплексный характер. На вполне привлекательных условиях российская ВИНК получает выход на европейский оптовый рынок нефтепродуктов. Помимо собственно „имиджевого” присутствия на стратегически важном рынке, „Роснефть” получит более рентабельное международное направление, принимая во внимание жесткое административное давление на внутренний рынок нефтепродуктов РФ. Маржинальность этого бизнеса „Роснефть”, по всей видимости, рассчитывает повысить за счет синергии со своими другими проектами».

Аналитик полагает, что в европейской экономике сейчас достаточно проблем, в том числе в сфере привлечения инвестиций. «Полагаю, что интерес российской ВИНК к приобретению актива будет положительно воспринят европейскими регуляторами, хотя не исключаю вынесения определенных требований относительно условий использования актива», – говорит он.

Http://expert. ru/2012/02/1/germanskij-ob_ekt-vnimaniya/

Северная половина послевоенной Германии входит в Северогерманский бассейн, а в южной гораздо меньшая площадь занята Тюрингским бассейном и восточной половиной Верхнерейнского грабена. Нефть поступает главным образом из Северогерманского бассейна, причем около половины добычи дает Ганноверский район.

При рассмотрении Северогерманского бассейна было отмечено, что две нефтегазоносные области северо-западной Германии связаны, во-первых, с зонами развития складок, проходящими вдоль южного и юго-западного борта бассейна, и, во-вторых, с областью развития соляных куполов, занимающей остальную часть бассейна. Общая протяженность бассейна с востока на запад составляет около 290 км, примерно такой же цифрой выражается и его длина к югу от датской границы.

Зона развития складок простирается от гор Гарца в северо-западном направлении к Голландии и пересекает границу в районе, расположенном между газовым месторождением Бентхейм и месторождением Схонебек. Учитывая развитые здесь отложения, эту зону можно отнести к южной части Ганноверского района. В пределах зоны мало соляных куполов, в западном направлении увеличивается количество нормальных антиклиналей и зона становится шире. Рассматриваемая зона имеет большое значение, поскольку за последние несколько лет там разрабатывается ряд нефтяных месторождений (район Эмсланд, к западу от реки Эмс). В первой половине 1949 г. была получена нефть в новой скважине — Рулертвист № 2, — и поэтому вполне возможно открытие нового месторождения к северо-западу от Далена и к востоку от Схонебека. Поиски новых месторождений в районе Эмсланд ведутся при помощи двух новейших сейсмографов.

Ганноверский бассейн, в котором находится много небольших месторождений, расположен к югу от линии, проходящей в северо-западном направлении вдоль рек Аллер и Везер и доходящей почти до Бремена.

Другие нефтеносные районы северной Германии находятся неподалеку от Гамбурга и несколько северо-западнее него, около Хейде в Шлезвиг-Гольштейне, на побережье Северного моря и примерно в 73 км от датской границы. За исключением четырех нефтяных и одного газового месторождения, находящихся в зоне развития складок в районе Эмсланд, все остальные месторождения, расположенные севернее, связаны с соляными структурами, соляными куполами или хребтами. Пока исследованы около 200 куполов, из которых заслуживающими разработки оказались лишь 23. Примерно половина из этих куполов на сегодняшний день дали каждый в отдельности свыше 1 млн. баррелей нефти, а четыре из них — свыше 7 млн. баррелей каждый.

Хотя в общем месторождения, связанные с соляными куполами, — оказались не очень богатыми, открытие в августе 1949 г. межкупольного поднятия Зюдербрух, расположенного в 10 км к востоку от месторождения Штеймбке, положило начало новому типу разведки, при помощи которой в пределах соленосного бассейна, возможно, будут обнаружены более крупные, чем до сих пор, нефтяные месторождения. В результате геофизических исследований в различных частях области развития соляных куполов стали известны несколько межкупольных поднятий. Два из них разбурены, но продуктивной оказалась лишь скважина на поднятии Зюдербрух. Исходя из имеющихся данных, можно, по-видимому, сказать, что межкупольные поднятия представляют собой глубоко погребенные поднятия, сквозь которые не проникла соль.

Другой нефтеносный район Германии находится на юге, в Верхнереинском грабене, на германо-французской границе. Два месторождения: Веингартен и Форст-Вейер — лежат на территории Германии. Верхнерейнский грабен хорошо выражен, хотя его ширина равняется всего лишь 48 км, а длина — 240 км. Грабен начал опускаться в эоцене, процесс продолжался в течение всего олигоцена и захватил миоцен. Нефть добывается из триасовых, юрских и олигоценовых отложений.

В течение нескольких лет в германской части Молассового бассейна поисково-разведочные работы производились в довольно ограниченных размерах. Месторождений нефти в этом районе нет, и за последние годы была пробурена лишь одна поисковая скважина.

В одной или двух скважинах, пробуренных в Мюнстерской части бассейна, были обнаружены признаки газа; в настоящее время здесь ведутся, правда, в ограниченных масштабах, геофизические исследования, но перспективы района невелики. В этой части главного бассейна развиты верхнемеловые отложения, трансгрессивно перекрывающие отложения карбона.

Разведка на нефть в Германии производилась довольно слабо до тех пор, пока война не ускорила ее. С 1874 г., когда в Германии была пройдена первая нефтяная скважина (нефть из колодцев получали еще в 1856 г.), и до 1930 г. в эксплуатацию вступили только 6 месторождений, причем их суточная добыча составляла меньше 2 тыс. баррелей. В 1934 г. нацистское правительство национализировало не сданные в аренду земли, сдало их в концессию и стало субсидировать разведочное бурение, и в 1935 г. уже были обнаружены новые месторождения. С 1935 по 1945 г. было открыто 23 месторождения, что привело к соответствующему увеличению добычи, достигшей максимального уровня в 1940 г., когда добывалось 20 тыс. баррелей в сутки. В последующие годы, однако, добыча резко упала в связи с тем, что в предыдущие годы месторождения разрабатывались слишком интенсивно. С 1945 по 1948 г. новых открытий не было, но зато была значительно расширена разведанная площадь нескольких месторождений.

Добыча нефти в Германии, ведется шестнадцатью компаниями, и лишь две из них контролируются иностранным капиталом. 75% всей нефти добывается шестью компаниями. Право на разработку нефти принадлежит правительству, которое предоставляет компаниям небольшие концессии. Арендная плата и условия, на которых производится разработка концессий, не являются обременительными.

В 1948 г. в Германии было добыто 4745 тыс. баррелей нефти, то есть ежесуточная добыча равнялась примерно 13 тыс. баррелей. Уровень добычи нефти в Германии возрос по сравнению с 1945 г., и можно ожидать, что в течение ближайших лет он возрастет еще больше.

Пропускная способность германских нефтеперерабатывающих заводов, хотя и уменьшившаяся в результате войны, значительно превышает добычу на местных нефтяных месторождениях и объем импортируемой сырой нефти. В 1948 г. добыча сырой нефти в Западной Германии составляла 1/3 внутренней потребности, в то время как пропускная способность нефтеперегонных заводов была в 4 раза больше. Крупнейший нефтеперерабатывающий завод Германии находится в районе Гамбурга, в устье реки Эльбы; он работает почти исключительно на импортной нефти и ежегодно открывает большое количество вакансий для жителей и иммигрантов. Второй по величине завод расположен в районе Ганновера, его нынешняя пропускная способность, а также планируемое дальнейшее расширение позволят переработать здесь не только нефть, добываемую в этом районе, но и значительное количество импортируемой нефти. Третий по величине нефтеперегонный завод расположен в районе Бремена, где нефть не добывается. На нефтеперегонных заводах Рейнской области производится главным образом гидрогенизация тяжелой нефти и угля, а также получаются синтетические продукты из угля и водяного газа.

Большие залежи низкосортных горючих сланцев были обнаружены в Вюртемберге, Хессе, Баварии, Бадене и в рейнских провинциях.

Промышленная добыча горючих сланцев началась в годы второй мировой войны, причем в Фроммерне (Вюртемберг) был построен завод, перерабатывающий ежесуточно 1100 тонн сланцев и дававший около 40 тонн нефти. В Германии был произведен ряд экспериментов получения нефти из сланцев, в частности подземная перегонка из бедных слоев, так что со временем, возможно, удастся успешно эксплуатировать все имеющиеся в стране обширные залежи.

Http://e-migration. ru/germany/neft-v-germanii. html

Федеративная Республика Германия – страна современной высокоразвитой индустрии. На фабриках и заводах работает её каждый второй житель, занятый в хозяйстве. Промышленность даёт более половины валового национального продукта, от неё зависит экономическое положение страны. Заводы и фабрики есть в ФРГ повсюду. Ото и крупные индустриальные скопления, такие, как задымленный Рур или гигантские верфи и нефтеперерабатывающие заводы Гамбурга, и новые предприятия электроники и химии в сельской местности, или, как говорят в ФРГ, «на зелёном лугу».

Символами новой промышленности Германии становятся серебряные корпуса атомных электростанций, лёгкие конструкции заводов электроники, лабиринты трубопроводов на почти безлюдных предприятиях нефтепереработки или нефтехимии. В настоящее время основным фактором развития и «преобразователем» стала научно – техническая революция. Она проявляется во всём: в ломке промышленной структуры, в индустриализации сельского хозяйства, в резком увеличении затрат на науку и образование, в росте престижа и притягательности центров научно – технического прогресса. Но процесс этот сложный. Научно – техническая революция началась в ФРГ на 10-15 лет позже, чем в США. Поздний старт заставлял монополии Западной Германии перестраиваться более быстро и позволял использовать опыт других стран. До середины 60-х годов развитие индустрии можно было назвать «наукоэкономящим», затраты на науку и образование были небольшие, набор экспортной продукции оставался более или менее традиционным: станки, электрооборудование, автомашины. С середины 60-х развитие индустрии стало более интенсивным, происходят быстрые перемены в структуре промышленности и экспорта.

Однако не все области индустрии находились «на волне»; энергично развивались новые и новейшие, многие же старые переживали кризис и свёртывались. В западной Германии 50-х годов ещё доминировал угольно – металлургический комплекс и тяжёлое машиностроение. Но за 1950-1970 гг. во много раз выросла нефтепереработка, химическая промышленность, машиностроение, электротехника. Были созданы совершенно новые отрасли – электроника, авиаракетная, атомная техника и атомная энергетика. Доля новых и новейших отраслей выросла почти вдвое. Лицо германской индустрии определяет теперь нефтепереработка, электротехника и автомобилестроение.

От этих отраслей зависит ныне положение ФРГ на внешних рынках. На экспорт идёт более 40 % автомобилей, 30 % химикатов, более 20 % изделий электроники и электротехники. По вывозу автомобилей и многих других изделий ФРГ занимает первое место в мире.

Научно – техническая революция усилила концентрацию производства: выживали в конкурентной борьбе лишь сильнейшие монополии. Каждый четвёртый рабочий и служащий занят на предприятии, принадлежащем какой – либо из 25 ведущих монополий ФРГ. Четыре концерна – Тиссена, Гёша, Круппа и «Зальцгиттер АГ» – контролируют ныне 9/10 оборота чёрной металлургии. «Большая четвёрка в автомобилестроении («Фольксваген», «Даймлер – Бенц», «Опель» и «Форд») даёт около 9/10 автомашин. И так во всём: 15 концернов универмагов контролируют 1/3 всего оборота торговли. Семь монополий пищевой промышленности оставили своим конкурентам на рынке «мини – часть», равную 7 %.

Научно – техническая революция изменила многое в снабжении ФРГ сырьём, а значит, в размещении промышленности. Импортные нефть и газ потеснили местный уголь; вместо местной руды из рудников Зигерланда или «соседней» руды французской Латаринлгии начался массовый импорт более качественной заморской руды из Либерии и Бразилии. Близость к углю, Руру раньше была чуть ли не важнейшим фактором размещения производства. Сегодня условия снабжения топливом изменились, уголь уже не главный вид топлива; вся территория страны пересечена нефтепроводами, цены на мазут практически одинаковы везде. Для развития промышленности стало важным близость к путям доставки сырья и топлива извне. Индустрия в последние годы двигалась к морю, навстречу потокам импортного сырья, и в сельскую местность – в поисках наиболее дешёвой рабочей силы. На размещение промышленности стало создание новых центров науки и образования, к которым тяготеют новейшие отрасли. Кроме старинных университетов в Гамбурге, Кёльне, Мюнхене или традиционных тихих университетских городов Геттингена, Гейдельберга, Тюбингена появились новые центры образования: Рурский университет в Бохуме, университет в Дюссельдорфе, Касселе, Констанце; возникло несколько научно – исследовательских центров – монополий.

Итак, отдельные отрасли хозяйства развивались неравномерно; в результате имеются высокоразвитые и бедствующие районы.

Большое изменение претерпело топливно-энергетическое хозяйство. Если раньше топливной базой в ФРГ служил уголь, то в настоящее время свыше половины всего перерабатываемого топлива составляет нефть. Более чем на 9/10 это импортная нефть из Алжира, Саудовской Аравии, Ливии и других стран. Она поступает по нефтепроводам от Роттердама и Вильгельмхафена к Кёльну и от средиземноморских портов на юго – Западе и Юг ФРГ. Собственная добыча составляет всего 5 млн. тонн. Более 70 % нефтепереработки контролируется американскими и английскими монополиями. Старый центр нефтепереработки – Гамбург, а новые возникли во внутренних районах – Рейнско-Рурском, Юго-западе и в Баварии. Однако потребности страны всё равно не удовлетворяются, поэтому часть нефтепродуктов ввозится. Свои источники газа в ФРГ также невелики – лишь в районе Эсланда на северо – западе. Когда-то газовое хозяйство базировалось на каменном угле, но теперь происходит его перестройка на природный газ, а это означает увеличение импорта. Резко сократилась в ФРГ добыча каменного угля. Угольный концерн «Рурколе АГ», в руках которого почти вся добыча в Руре, работает с убытком. Довольно стабильной остаётся добыча бурого угля. Бурый уголь имеет надёжных потребителей – электростанции и брикетные фабрики, а главное, это самый дешёвый вид топлива в ФРГ. Основная часть его добывается в четырёх карьерах Нижнерейнского (Кёльнского) бассейна. Добыча ведётся открытым способом и полностью механизирована.

Каменный и бурый уголь – основа электроэнергетики Рейнско-Рурского района, на который приходится около половины всех мощностей электростанций. Линии электропередач идут отсюда во все концы страны. Только в Баварии работают гидроэлектростанции на альпийских реках – Инне и других притоках Дуная. Перспективы электроэнергетики – в строительстве атомных электростанций. Атомная энергетика – типичный пример отрасли, созданной государством.

Сложны в настоящее время проблемы чёрной металлургии. Её производственная база перестроена: господствующим стал кислородно-конверторный способ плавки стали. Выросло производство электростали, идут работы по прямому восстановлению металла из руды. Однако размещение металлургических заводов в основном в Руре и Сааре при огромном импорте руды стало маловыгодным. Приморские заводы имеют преимущество: они могут использовать и дешёвый американский уголь. Рур получает импортную руду (из Швеции, Бразилии, Либерии и Канады) двумя путями: главным – по Рейну и вторым – по каналу Дортмунд – Эмс. Ещё сложнее положение сухого района – Саара, который вынужден использовать лотарингские руды. Третий район – Зальцгиттер базируется на своей руде. Но и он уже переключился на более дешёвую и качественную привозную. Единственный крупный приморский металлургический завод в ФРГ – в Бремене, где к «Везерпорту», к его домнам, подходят рудовозы. С чёрной металлургией связаны старые, наиболее металлоёмкие отрасли машиностроения. Производство оборудования для шахт рудников, для самих же металлургических заводов сосредоточено в Руре, здесь же и в Баден-Вюртемберге делают станки. В Зальцгиттере строят вагоны, производят оборудование для химических заводов.

Новые отрасли машиностроения, такие как автомобилестроение, в меньшей степени зависят от очагов металлургии. Автомобильной столицей ФРГ называют Вольфсбург – небольшой городок на северо-востоке страны, где находится головной завод концерна «Фольксвагенверк». От гигантского завода в Фольфсбурге «отпочковалось» несколько филиалов – в Ганновере, брауншвейге и Касселе. Специально для экспорта за океан был построен автосборочный завод в Эдмене. Другой гигант автомобилестроения – «Даймлер-Бенц» возник в 20-х годах в результате слияния двух фирм. Головной завод концерна размещается в Штутгарте, а несколько филиалов, которые производят и грузовые машины, – в его пригородах. Две крупнейшие фирмы автомобилестроения принадлежат американскому капиталу. «Форд» ещё до войны обосновался в Кёльне, а «Дженерал моторс» полностью владеет фирмой «А. Опель» с заводами в Рюссельгейме (у Франкфурта) и Бохуме. Автомобилестроение ныне уже не процветающая отрасль. Внутренний рынок близок к насыщению. Содержание автомобиля обходится всё дороже, сильно выросли цены на бензин. К тому же, как на внутреннем так и на внешнем рынках усилилась конкуренция.

На одном из первых мест в мир находится германское судостроение. Оно выпускает и крупные танкеры, и контейнеровозы, и целые рыболовные флотилии, и так называемые, рейнские суда для внутренних путей. Главные судоверфи расположены в Гамбурге и Киле.

Весь научно-технический прогресс в промышленности, её переоснащение были бы немыслимы без развития электротехнической промышленности, и в частности электроники. Но ФРГ заметно отстаёт от США по электронике, а по радиоэлектронике уступает и Японии. Американский концерн ИБМ владеет самым крупным в Европе заводом электронно-вычислительных машин в городе Майнце и доминирует на западногерманском рынке, а японские радиоприёмники и телевизоры успешно конкурируют с германскими внутри страны. Традиционные районы электротехнической промышленности – Юго-Запад и Юг. Здесь находятся штаб-квартиры крупнейших концернов – «Сименс», «АЭГ – Телефункен» и «Бош». Их основные научно-промышленные центры и головные предприятия. Крупными центрами электротехники и электроники являются Мюнхен, Нюрнберг, Эрланген. Франкфурт-на-Майне, Штутгарт. Радиотехнический концерн «Грундинг» с основными предприятиями в крупных баварских городах вынес свои филиалы в сельскую местность. Что связано с использованием дешевой рабочей силы, особенно женской.

Мировую известность имеет химическая промышленность ФРГ. В ней занят каждый десятый рабочий и служащий страны. В последние годы произошла серьёзная перестройка этой отрасли. Она выражается в бурном развитии химии органического синтеза, с переключения её с угольной на нефтяную и газовую базу. Это обеспечивает быстрый рост и модернизацию всей отрасли; основой её экспорта стали пластмассы, синтетические волокна, фармацевтические изделия. Из старых традиционных отраслей экспортое значение имеет производство удобрений, особенно калийных, по которому ФРГ занимает первое место в мире. «Осью» химической промышленности издавна был Рейн, где размещались основные центры гигантского концерна «ИГ Фарбениндустри», ликвидированного после войны. Теперь «концерны-наследники» сосредоточили в своих руках химическую промышленность трёх основных районов по Рейну – Рейнско-Рурского, Рейнско-Майнского и Людвигсхафена-Мангейма. Развитие химического органического синтеза мало изменило её географию: ко всем трём главным очагам проложены нефтепроводы от портов. Вблизи каждого из них возникли нефтеперерабатывающие заводы. Нефтепереработка была как бы подведена под ложившуюся ранее схему размещения основных заводов. Это усилило загрязнение Рейна, увеличило массу отходов, сбрасываемых в реку. Потребность химических концернов в большом количестве импортного сырья, и прежде всего в нефти, необходимость экспортировать свою продукцию и, наконец, загрязнение ими Рейна вынуждает их искать новые варианты размещения. Наиболее удаленный от моря гигантский концерн Басф построил несколько новых заводов в портах Нидерландов и Франции.

Лёгкая промышленность ФРГ заметно уступает тяжёлой ФРГ вынуждена ввозить ткани и обувь в большом количестве. Продукция старинных текстильных районов и центров вокруг Рура (Крефельд, «Бергешис Ланд», Мюнстерланд) и на юге (Аугсбург и северо-восток Баварии) оказались под давлением тканей «из реторты» – из химических. И прежде всего синтетических, волокон. Большое влияние оказывает и конкуренция импортных тканей стран «Общего рынка». Обувная промышленность в значительной степени перешла на искусственную кожу; рынок ФРГ наводняет более дешёвая итальянская обувь.

Хорошо известны традиционные отрасли страны – пивоварение и виноделие. В ФРГ производится около 4000 сортов пива; пивоваренные заводики есть во многих мелких городах. ФРГ держит и мировой рекорд по потреблению пива – 150 литров на душу населения в год. Пивные погребки и залы – любимое место встреч и бесед. Однако треть пива идёт на экспорт. Рейнские и Мозыльские виноградные вина известны и за пределами страны. Долину Мозеля со знаменитыми виноградниками, называют «винной дорогой».

Http://studwood. ru/1210721/geografiya/promyshlennost

“Роснефть” рассмотрит возможность приобретения НПЗ в немецком Ингольштадте, принадлежащем обанкротившемуся концерну Petroplus. Предприятие мощностью переработки 5 млн т нефти в год оценивается на уровне до $1 млрд. Сделку сложно назвать выгодной, поскольку рентабельность нефтепереработки в Европе сейчас низка, что и привело к банкротству Petroplus. Однако именно в этих условиях российская госкомпания имеет хорошие шансы резко увеличить долю на рынке Германии.

Вчера суд Германии назначил конкурсных управляющих активами швейцарской Petroplus Holdings AG, объявившей во вторник дефолт по своим долговым обязательствам на $1,75 млрд. В результате в ближайшее время предприятия компании, в том числе НПЗ в немецком Ингольштадте, будут выставлены на продажу. Аналитики Argus Media полагают, что одним из претендентов на предприятие будет “Роснефть”.

Petroplus — крупнейший в Европе независимый нефтепереработчик, на долю которого приходится 4,4% перерабатывающих мощностей региона. Компания владеет здесь пятью НПЗ общей мощностью переработки 33,4 млн т нефти в год. В конце 2011 года Petroplus оказалась в сложном финансовом положении, была заморожена кредитная линия на $1 млрд, необходимая для закупок сырья. Компании пришлось закрыть заводы во Франции, Бельгии и Швейцарии. Акции Petroplus с начала 2011 года подешевели на 90%. На прошлой неделе компания объявила, что договорилась с кредиторами о продаже трех остановленных НПЗ, чтобы оплатить долги и обеспечить работу двух крупнейших заводов в Германии и Великобритании. Но компания не смогла получить новый кредит и объявила дефолт.

Запуск банкротства Petroplus сделал неизбежной продажу всех ее активов, в том числе НПЗ в Ингольштадте. “Роснефть” уже работает в Германии — в мае 2011 года она купила 50% акций Ruhr Oel GmbH, четыре завода которой обеспечивают переработку 50 млн т нефти в год, четверть всей нефтепереработки Германии. Завод Bayern-oil, один из НПЗ Ruhr Oel, подключен к тому же нефтепроводу, что и НПЗ в Ингольштадте. В “Роснефти” вчера отказались комментировать интерес к активу. В мае 2011 года глава компании Эдуард Худайнатов говорил, что покупка НПЗ в Германии — это “шаг по усилению позиций “Роснефти” на целевых зарубежных рынках”.

Валерий Нестеров из “Тройки Диалог” полагает, что сделка по НПЗ в Ингольштадте довольно рискованна, так как сырье дорогое, а маржа переработки низка. По его мнению, независимые российские нефтяники активом не заинтересуются, НПЗ будет представлять интерес только для государственной компании. Аналитик допускает, что правительство может даже подтолкнуть “Роснефть” к сделке, руководствуясь “геополитическими соображениями”. Денис Борисов из Номос-банка подтверждает, что сегодня маржа нефтепереработки в Европе составляет всего $1-3 на баррель, стоимость НПЗ можно оценивать исходя из $200 за тонну мощности, то есть от $500 млн до $1 млрд “в зависимости от долгов, условий и схемы сделки”. Аналитик добавляет, что текущая низкая стоимость подобных активов в Европе позволяет “приобрести их за разумные деньги, реализуя долгосрочные стратегии”.

Источники “Ъ” в отрасли подтверждают, что решение “в любом случае будет приниматься на уровне вице-премьера Игоря Сечина”. Одной из мотиваций может быть переориентация потоков нефти. Сейчас, по данным Argus, НПЗ в Ингольштадте перерабатывает идущую по нефтепроводу от Триеста смесь нефти КТК, Тенгизской, Азербайджанской легкой и тяжелых сортов. Получив контроль над заводом, “Роснефть” может переориентировать его на переработку российской нефти, поставляемой через Приморск.

Http://www. kommersant. ru/doc/1859157

«Роснефть» объявила о завершении сделки по расформированию созданной ранее совместно с BP в Германии компании Ruhr Oel GmbH (ROG). Окончательно соглашение вступит в силу с 1 января 2017 года. С этого момента «Роснефть» значительно увеличит свою долю в капитале нескольких германских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ).

Доля «Роснефти» в капитале НПЗ Bayernoil (мощность 10,3 млн тонн, обеспечивает топливом Баварию и север Австрии) вырастет с 12,5 до 25%, доля в расположенном в Баден-Вюртемберге НПЗ MiRO (14,9 млн тонн) — с 12 до 24%, доля в бранденбургском PCK Raffinerie (11,6 млн тонн) — с 35,42 до 54,17%.

«В результате реорганизации «Роснефть» получит контроль над более чем 12% нефтеперерабатывающих мощностей в Германии с общим объемом переработки 12,5 млн т в год. При этом компания становится третьим по величине нефтепереработчиком на немецком рынке и приступает к развитию собственного бизнеса в стране в рамках нового дочернего предприятия — Rosneft Deutschland», — отмечается в сообщении пресс-службы «Роснефти».

В компании пояснили, что PCK Raffinerie может получать российскую нефть по трубопроводу «Дружба», что является серьезным логистическим преимуществом и даст возможность повысить эффективность операционной деятельности. А доступ к конечным потребителям позволит немецкой «дочке» «Роснефти» «максимизировать маржинальность реализации нефтепродуктов собственного производства».

В частности, «Роснефть» планирует наладить поставки авиатоплива в крупнейшие аэропорты Германии по прямым контрактам с авиакомпаниями и поставки корабельного топлива в морские порты Германии. Кроме того, компания намерена выйти на немецкий дорожно-строительный рынок со специальной линейкой полимерно-битумных вяжущих (ПБВ), используемых в дорожном строительстве.

Http://www. rbc. ru/business/29/12/2016/5864f8fd9a7947b4ed149740

Главная цель политики Федерального министерства экономики и технологий –обеспечить основу для экономического процветания Германии с широким

Участием всех граждан, а также для современной системы экономических

Отношений. Отсюда проистекает целый ряд поставленных целей, являющихся путеводной

— углубление глобального распределения труда и международной свободной торговли,

Перед Фeдеральным министерством экономики и технологий Германии стоит, таким образом, постоянная задача формирования и улучшения условий экономической деятельности на основе личной и предпринимательской свободы, конкуренции и стабильности. Решению данной задачи отвечают законодательные, административные и координирующие функции Министерства, например, в таких областях, как антимонопольная и европейская политика, а также политика, направленная на поддержку предприятий среднего бизнеса, энергетику и внешнюю экономику. При этом политика, основанная на принципах социальной рыночной экономики, доказала свою эффективность, – особенно в трудные периоды экономического развития.

Germany Trade and Invest – агентство, созданное в ФРГ для содейст-вия

Результате слияния Федерального Агентства по внешнеэкономическим связям(bfai) и Invest in Germany GmbH, официально начало свою деятельность 1 января 2009г.

Germany Trade and Invest консультирует и поддерживает иностранные компании, желающие распространить свою деятельность на германском рынке, а также содействует германским фирмам, стремящимся выйти на рынки зарубежных стран.

Germany Trade and Invest предлагает обширный, ориентированный на

Потребности клиентов, информационный материал как о состоянии экономики в целом, так и отдельных ее отраслей, а также данные о проведении конкурсов, инвестиционных проектах, планах развития, юридических и таможенных правилах. Содействие развитию экономической активности в новых германских федеральных землях, включая Берлин, является составной частью маркетинговой стратегии агентства.

Germany Trade and Invest располагает международной сетью экономических аналитиков, которые на местах изучают рынки зарубежных стран, и поддерживает иностранных бизнесменов, желающих учредить компании в Германии.

Наша международная команда экспертов тесно взаимодействует с сетью германских торговых палат в различных странах мира. Благодаря этому крепнущему партнерству, германские экспортеры и потенциальные иностранные инвесторы смогут извлечь выгоду из наличия такого централизованного пункта международных контактов, т. к. клиенты получают всю нужную им информацию и консультации в одном и том же месте.

Наши услуги в сфере деятельности АВТОМОБИЛИ сконцентрированы на

Предоставлении услуг по логистике готовых транспортных средств, начиная с

Завода-производителя и заканчивая конечной страной назначения. Спектр услуг дополняется осуществлением перевозок железнодорожным, водным и

Автомобильным транспортом. В 2006 году было перевалено, перевезено и/или технически оснащено 4,6 миллионов автомобилей. К нашим клиентам относятся такие известные компании как BMW, DaimlerChrysler, Mitsubishi, Hyundai и тд.

Терминалов по всей Европе, образован нашим совместным предприятием с EUROGATE. Ключевая сфера деятельности блока КОНТРАКТ – это контрактная логистика. Наш пакет услуг охватывает управление и контроль над потоками материалов, товаров и информационных данных. BLG LOGISTICS оказывает услуги по логистике в 25 точках для таких клиентов как DaimlerChrysler, Konica Minolta, Tchibo, Ikea или Siemens.

Наши услуги по логистике дополняет деятельность компании BLG LOGISTICS SOLUTIONS FREIGHT FORWARDING, которая специализируется на осуществлении перевозок по всему миру. В частности, нами открыто

Представительство в Москве с основными сферами деятельности в области

Транспортно-экспедиционных услуг, в том числе выставочных грузов и услуг по таможенному оформлению.

Http://pandia. ru/text/77/486/13091.php

Rosneft Deutschland – дочерняя фирма российского нефтяного концерна – собирается инвестировать в Германии 600 миллионов евро. На презентации в Берлине Игорь Сечин рассказал и о своем отношении к санкциям.

18 мая в Берлине состоялась презентация недавно созданной дочерней фирмы концерна “Роснефть” – Rosneft Deutschland GmbH. Офис фирмы находится в самом центре немецкой столицы, в двух шагах от российского посольства.

Презентации с участием главы “Роснефти” Игоря Сечина предшествовала не совсем обычная для немецких условий процедура регистрации и аккредитации журналистов.

Для начала пресс-служба концерна попросила заинтересованные средства массовой информации сообщить имена журналистов, которые намерены присутствовать на презентации и задавать вопросы Игорю Сечину. Это нормально.

Необычным было следующее пожелание “Роснефти”: переслать по электронной почте скан паспорта или удостоверения личности пожелавших получить аккредитацию журналистов. Учитывая трепетность, с которой в Германии относятся к проблеме охраны личных данных, не все представители немецких СМИ согласились удовлетворить такую просьбу и на презентацию, время начала которой, кстати, несколько раз переносилось, не пришли.

Впрочем, как выяснилось, они могли прийти и без аккредитации. Корреспондент DW, например, выполнил все формальности, но в списке его все равно почему-то не оказалось, хотя за день до этого он даже говорил по телефону с представителем “Роснефти”. Тем не менее вежливые девушки на входе без долгих расспросов выдали незатейливый бейджик и пропустили внутрь.

Вторая особенность заключалась в том, что пресс-служба “Роснефти” хотела заранее знать, какие вопросы журналисты собираются задать Сечину. Шанс получить микрофон имели только те, кого заранее занесли в список. Остальные тщетно тянули руки. Впрочем, главе “Роснефти” задавали и не очень удобные вопросы, на которые он отвечал довольно обстоятельно, но не на все.

Для начала, однако, журналистам объяснили, зачем вообще понадобилось “Роснефти” создавать в Германии дочернюю фирму. Это – следствие растущих объемов бизнеса российского концерна в Германии. За последние семь лет “Роснефть”, по словам Сечина, поставила 132 миллиона тонн нефти в Германию на сумму более 75 миллиардов евро. Это, добавил он, примерно четверть всего ее потребления в ФРГ.

Но торговать нефтью можно и не имея свою “дочку”. С недавних пор, однако, “Роснефть” стала в Германии третьим по величине переработчиком нефти. Концерн приобрел более половины (54%) акций НПЗ РСК в Шведте, 24 процента – НПЗ MiRo в Карлсруэ и четверть акций НПЗ Bayernoil на севере Баварии. В результате “Роснефть” контролирует теперь более 12 процентов нефтеперерабатывающих мощностей в Германии с общим объемом переработки в 12,5 миллиона тонн в год.

И это, судя по всему, только первые шаги на немецком рынке. “Сегодня мы приступаем к развитию собственного бизнеса в Германии в рамках нового дочернего предприятия Rosneft Deutschland, – заявил Сечин. – Это связано с возможностями организации прямой продажи нефтепродуктов немецким потребителям, и это один из наших перспективных проектов”. Не исключено, что в обозримом будущем вдоль немецких дорог наряду с автозаправочными станциями ARAL, Shell, Jet и Esso появятся и бензоколонки Rosneft.

Выступавший на презентации исполнительный директор Rosneft Deutschland Брайан Честерман объявил, что в ближайшие пять лет эта фирма планирует инвестировать в Германии 300 миллионов евро. Сечин его поправил. “300 миллионов – это та программа, которая уже реализуется, – заметил он. – А утвержден объем в 600 миллионов”.

Если о состоянии коммерческих дел и дальнейших инвестиционных планах “Роснефти” Игорь Сечин высказывался вполне однозначно и определенно, то его ответы на вопросы о западных санкциях, которыми частично обложен и сам концерн, а в США – и он лично, было немало противоречивого.

Http://www. dw. com/ru/%D0%BA%D0%B0%D0%BA-%D1%81%D0%B5%D1%87%D0%B8%D0%BD-%D0%B2-%D0%B1%D0%B5%D1%80%D0%BB%D0%B8%D0%BD%D0%B5-%D1%84%D0%B8%D0%BB%D0%B8%D0%B0%D0%BB-%D1%80%D0%BE%D1%81%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8-%D0%BE%D1%82%D0%BA%D1%80%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D0%BB/a-38895839

Старые земли ФРГ потребляют 10% горнодобывающей продукции капиталистических и развивающихся стран, а сама дает лишь 1% добычи сырья этих государств. Импортные нефть и газ теснят местный уголь, руда из Либерии и Бразилии заменяет местную руду.

Близость к углю, к Рурскому бассейну раньше была чуть ли не важнейшим фактором размещения производства. Теперь снабжение топливом изменилось, вся территория страны пересечена нефтепроводами.

От всех этих изменений больше всего выиграли Юго-запад и Юг – районы с наиболее современной промышленной структурой в ФРГ. В сумме они дают уже более половины промышленной продукции страны. В этих районах размещается основная часть военно-промышленного комплекса.

Более половины всего потребляемого топлива составляет нефть. На 90% это импортная нефть из Ливии, Саудовской Аравии, Алжира и других стран. Она поступает по нефтепроводам от Роттердама к Кельну и от средиземноморских портов на Юго-запад и Юг страны. Старый центр нефтепереработки – Гамбург, в 70/х годах возникли центры нефтепереработки во внутренних районах – Рейнско-Рурском, Юго-западе, Баварии. Собственная добыча нефти невелика. Германия добывает нефть в Северном море, но ее часть континентального шельфа невелика – 30 тыс. км. кв.

Свои источники газа также не велики. Германия получает газ из Нидерландов, России (с 1973 года) и из норвежской части шельфа Северного моря.

Резко сокращается в ФРГ добыча каменного угля. Угольный концерн «Рурколе АГ» работает с убытком. Довольно стабильной остается лишь добыча бурого угля. Бурый уголь имеет надежных потребителей – электростанции, а главное это самый дешевый вид топлива Германии. Основная часть его добывается в четырех карьерах Нижнерейнского (Кельнского) бассейна.

Каменный и бурый уголь – основа электроэнергетики Рейнско-Рурского района, откуда электроэнергия передается во все части страны. Только в Баварии работают гидроэлектростанции на альпийских реках – притоках Дуная.

В целом же перспективы электроэнергетики связывают с АЭС. В ФРГ действуют свыше 30 энергоблоков, около 10 находятся в стадии строительства. На старых землях 35% энергии вырабатывается на АЭС, на новых – чуть более 10%.

Достаточно сложны проблемы металлургии. Размещение металлургических заводов в Руре и Сааре при импорте руды маловыгодно. Рур получает импортную руду (из Швеции, Либерии, Бразилии, Канады) двумя путями: по Рейну и по каналу Дортмунд – Эмме. Крупный приморский металлургический завод существует в Бремене, там рудовозы подходят прямо к домнам.

С черной металлургией территориально связаны и старые, наиболее металлоемкие отрасли машиностроения (оборудования для шахт, для самих металлургических заводов, станков, вагонов).

Новые отрасли машиностроения в меньшей степени зависят от очагов металлургии.

Автомобильной столицей ФРГ считается Вольфсбург (северо-восток) страны, где находится головной завод концерна «Фольксвагенверк». Заводы концерна могут производить до 2 млн. машин («жучков») в год и они экспортируются в 100 стран мира. Другой гигант автомобилестроения – «Даймлер – Бенц». Его легковые «Мерседесы» одни из самых дорогих машин в мире. Головной завод концерна располагается в Штутгарте, а несколько филиалов, производящих грузовики, — в его пригородах.

Две крупнейшие фирмы автомобилестроения принадлежат американскому капиталу. «Форд» еще до войны обосновался в Кельне, а «Дженерал Моторс» полностью владеет фирмой «А. Опель» с заводами в районе и Франкфурта.

На одном из первых мест в мире находится германское судостроение. Оно выпускает практически все типы судов. Главные судоверфи расположены в Гамбурге и Киле.

Довольно быстро развивается в Германии (одна из лучших в мире). Традиционные районы электротехнической промышленности – Юго-запад и Юг. Здесь находятся штаб – квартиры крупнейших концернов – «Сименс», «АЭГ-Телефункен», «Бош». Крупными центрами электротехники и электроники являются Мюнхен, Нюрнберг, Фракфурт-на-Майне. Радиотехнический концерн «Грундиг» базируется в основном в Баварии.

Развита военная промышленность. В Баварии (район Мюнхена) размещены НИИ, полигоны и заводы авиаракетного концерна «Мессершмит-Бельков-Блом» и фирмы «Дорнье», танковые заводы «Краус-Маффей», производитель двигателей «Моторен-турбинен-унион». Другой район военно-промышленного комплекса – Север, где размещаются судостроение и авиаракетная промышленность.

Мировую известность имеет химическая промышленность. Экспортное значение имеют пластмассы, синтетические смолы, фармацевтические изделия, калийные удобрения. В основном химические заводы расположены в районе Рура. Теперь германские концерны (например БАСФ) строят химические заводы в Нидерландах и Франции.

Легкая промышленность ФРГ развита не очень хорошо. Она вынуждена ввозить ткани и обувь в больших количествах.

В пищевой промышленности широко развиты пивоварение и виноделие. В ФРГ производится около 4 тысяч сортов пива. ФРГ держит и мировой рекорд потребления пива – более 150 литров в год на душу населения. Широко известны в мире рейнские и мозельские вина.

Если говорить о промышленности новых земель, то по добыче бурого угля они занимают 1 место в мире. Уголь добывается открытым способом в округах Котбус, Лейпциг и Галле. На буром угле базируется и электроэнергетика новых земель.

Характерная особенность машиностроения – преобладание трудоемких и неметаллоемких производств (оптика, точная механика, текстильное и полиграфическое оборудование, приборостроение и станкостроение). Один из лучших в мире оптико-механических заводов «Карл-Цейс» находится в Йене. Основные центры машиностроения находятся на юге и в Берлинском промышленном узле.

Химическая промышленность базируется в основном на местном буром угле, а также на нефти и газе из России.

Помимо огромного выпуска калийных и азотных удобрений, карбида кальция, хлора, развит тонкий органический синтез. Широко известны кинофотопленки «Орво», медикаменты, красители. В области производства товаров широкого потребления выделяется Мейсенская фарфоровая мануфактура.

Http://geographyofrussia. com/promyshlennost-germanii/

В субботу 20 сентября по всей Германии состоялся День открытых дверей на химических предприятиях. Более 200 компаний и 20 учебных заведений приняли всех желающих посетить заводы и лаборатории, сделать экскурсии, посмотреть эксперементы, пообщаться с представителями компаний и узнать больше о химической промышленности. В восьмой раз организовывается подобное мероприятие при поддержке Объединения Химической Индустрии. В этом году более 400.000 человек пришли на предприятия и в учебные центры. Также много молодых людей посетили компании и узнали о возможностях обучения (нем. Ausbildung) в различных сферах химии.

Все больше молодых людей изучают химию и проходит “Ausbildung” в немецких компаниях.

В Северной Рейн-Вестфалии двери для посетителей открыли практически все химические парки, такие как Chempark Leverkusen, Dormagen, Krefeld Uerdingen и парк Marl, а также нефтеперегонные заводы известных компаний BP и Shell, расположенные в городах Гельзенкирхен, Линген, Весселтнг, Годорф и многие другие. На территории химических парков находятся лидеры химической промышленности Bayer, Lanxess, Styrolution, RWE и др. Кроме того, было возможно увидеть работу центров по исследованию и развитию химической промышленности. Важную роль сегодня играет защита окружающей среды и здаровья. Химические компании в Германии стараются обеспечить сотрудникам и потребителям максимальную защиту от вредного воздействия химической продукции и уменьшить влияние на окружающую среду. Предприятия постоянно инвестируют в исследования в этой области и вводят программы, как responsible care. Эта программа является, напимер, неотьемлемой частью работы компании BASF в Людвигсхафен, известном химическом центре Германии.

Химические парки с “мостами”, по которым транспортируют сырье и некоторую продукцию.

Химическая промышленность ФРГ – третяя по величине отрасль Германии и важнейший поставщик исходных продуктов, полуфабрикатов и конечной продукции, в частности для машиностроения, строительства, здравохранение и частного потребления. Самые современные технологии, инновационные продукты и активные научные исследования обеспечивают ей одну из передовых позиций в мире. Здесь задействовано около 440.000 сотрудников. Наряду с химическими гигантами, принадлежащими к числу крупнейших концернов мира, в Германии существуют и многочисленные средние и малые фирмы. Химическая промышленность ФРГ характеризуется производством пластмасс и красителей, производством продуктов органической химии.

День открытых дверей на одном из предприятий в Северной-Рейнвестфалии.

Компания GTM Solution сотрудничает с некоторыми компаниями с области химии и по заказу предприятий транспортирует технику, например для добычи и переработки нефти, газа, химической продукции по Европе, в Россию и СНГ. Сотрудники компании также не упустили возможность посетить День открытых дверей химической индустрии и увидеть работу своих клиентов и партнеров.

Сотрудники одной химической компании информируют посетителей о своей работе.

Http://www. gtm-solution. com/ru/about/news/chemistry/

Lubricating & transformer oils — смазочные и трансформаторные масла

Gas oil & diesel oil — газойль и соляра (газойл — используется как топливо для дизелей)

Все цифры указаны в баррелях. Для перевода в привычные тонны следует исходить из того, что баррель нефти — это примерно 136 килограмм. Из таблички ясно следует, что основным

Поставщиком сырой нефти были американские страны. Однако же по готовым продуктам — на первом месте Голландия и ее колонии.

Голландцами на поставку авиабензина для своих ВВС. Не менее сложно проходили переговоры с Испанией. Используя собственные танкеры, испанцы могли ввозить неограниченное количество нефти. В сентябре 1940 года с испанцами было достигнуто соглашение, что запасы нефти и нефтепродуктов в стране не будут превышать двух с половиной месячных норм потребления, т. е 160.000 тонн. Для этого была введена система морских сертификатов, которые ограничивали ввоз нефти и нефтепродуктов согласно договоренностей.

Нефти было весьма существенным для Германии, что также вызывало беспокойство Англии и Франции. Для борьбы с экспортом румынской нефти в Германию были предложены следующие пути.

Чтобы воздействовать на Румынию и сделать ее более податливой к предложениям Англии и Франции, было введено эмбарго на ввоз вообще всех английских товаров в Румынию. Однако эмбарго действовало недолго ввиду того, что Румыния все таки согласилась с предложениями Англии и Франции.

CEPSA ) на интересующее нас время находился на Канарских островах.

Конечно теоретически можно допустить, что топливо, которое ввозилось, сразу же отправлялось в Германию. Как это выглядело практически непонятно и какие либо данные по реэкспорту отсутствуют. И как быть самим испанцам совсем без топлива — тоже несколько непонятно.

Во весь период американского контроля союзники добивались от Испании прекращения экспорта в Германию вольфрама, из которого делались сердечники подкалиберных снарядов. Франко реагировал плохо, поэтому с января 1944 года союзники ввели новое эмбарго и наступил следующий период.

Http://reich-erwacht. livejournal. com/2307.html

Переработка нефти и нефтяного газа

Posted on 14.05.2018 by nsistemy

Рассматриваются методы утилизации попутного нефтяного газа, актуальные для современных нефтеи газодобывающих компаний России. Проанализированы используемые ими пути применения и эффективность использования получаемого готового продукта. Проведенный анализ позволил выделить основные преимущества и недостатки используемых методов утилизации попутного нефтяного газа и определить наиболее привлекательный способ его утилизации в зависимости от различных характеристик и конкретных условий нефтяных месторождений (размер, отдаленность месторождения, глубина залегания пластов, уровень инфраструктуры и т. п.). Использование анализируемых в данной статье новых методов утилизации попутного нефтяного газа позволяет более быстрыми темпами наращивать объемы добычи нефти, решает вопрос эффективного использования CO2 на месторождениях, что является актуальным в современных условиях добычи и использования нефти и попутного нефтяного газа.

Methods of oil-associated gas utilization important for oil producing companies in Russia are being examined in this article. Methods of application and product usage efficiency are analyzed. The performed analysis allowed to outline the main benefits and drawbacks of introduced methods and determine the most attractive way of utilization depending on various characteristics and certain conditions of oil fields (the size, the remoteness of the field, the depth of bedding, the level of infrustructure etc.). The usage of new methods of oil-associated gas utilization analysed in this article allows to increase oil production output much faster, solves the problem of effective CO2 usage at oil fields, which is highly important in modern conditions of oil and oil-associated gas production and usage.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ МЕТОДОВ ПЕРЕРАБОТКИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В РОССИИ

Рассматриваются методы утилизации попутного нефтяного газа, актуальные для современных нефте – и газодобывающих компаний России. Проанализированы используемые ими пути применения и эффективность использования получаемого готового продукта. Проведенный анализ позволил выделить основные преимущества и недостатки используемых методов утилизации попутного нефтяного газа и определить наиболее привлекательный способ его утилизации в зависимости от различных характеристик и конкретных условий нефтяных месторождений (размер, отдаленность месторождения, глубина залегания пластов, уровень инфраструктуры и т. п.). Использование анализируемых в данной статье новых методов утилизации попутного нефтяного газа позволяет более быстрыми темпами наращивать объемы добычи нефти, решает вопрос эффективного использования С02 на месторождениях, что является актуальным в современных условиях добычи и использования нефти и попутного нефтяного газа.

Ключевые слова: нефтяное месторождение, попутный нефтяной газ, методы утилизации, объем добычи.

Современные условия дефицита и удорожание жидких углеводородов, масштабность проблемы утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ), регулярный учет и отчетность по объемам производства и сжигания ПНГ играют важную роль как на национальном, так и глобальном уровнях. ПНГ сжигают на факелах по всему миру, однако наибольшие объемы такого сжигания приходятся на 20 стран, лидерами среди них являются Россия и Нигерия, что подчеркивает неотложность решения данной проблемы в этих странах. Объемы факельного сжигания в регионах Европы и Центральной Азии превышают 60 млрд м3 в год, что соответствует выбросу 120 млн т двуокиси углерода. Ежегодные экономические потери для России вследствие сжигания ПНГ на факелах превышают 5 млрд долларов [1].

Использование новых разработок в сфере нефтепереработки позволит изменить соотношение выхода светлых нефтепродуктов в России и странах Западной Европы и США, которое сегодня примерно в два раза ниже. Например, внедрение технологии БИМТ (бинарное моторное топливо) дает возможность производить высокочистое моторное топливо, удовлетворяющее даже строгим европейским стандартам, а использование технологии СТЬ ^а84о-Пдш^ – сжиженные углеводороды, которые можно использовать в двигателях внутреннего сгорания [2].

На территории Российской Федерации насчитывается около 2 020 факельных установок. Несмотря на постановление от 8 января 2009 г. «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установ-

Ках», около 48 % факельных установок еще не оснащены замерными установками [3]. Кроме этого, существует ряд препятствий, актуальных для России:

– удаленность большого числа скважин с незначительными объемами газа и низким давлением;

– неразвитая инфраструктура или отсутствие доступа к системам сбора, подготовки и транспортировки природного газа;

– риск снижения объемов добычи нефти, для которой используется технология закачки газа в нефтяной коллектор;

– присутствие в газе загрязняющих примесей, затрудняющих его использование;

– низкая стоимость попутного нефтяного газа и сложности с финансированием необходимых инвестиций.

Однако несмотря на технические, организационные и финансовые проблемы, возникающие с утилизацией ПНГ, нефтяные компании давно начали реализовывать собственные программы по использованию попутного газа.

Существуют следующие возможные методы утилизации ПНГ, каждый из них имеет свою эффективную область применения, а его выбор во многом зависит от конкретных условий нефтяного месторождения [4]:

1. Переработка на газоперерабатывающих заводах с целью производства продукции с высокой добавленной стоимостью (экономически целесообразно строить мини-газоперерабатывающий завод (ГПЗ) при объемах переработки газа более 50 млн м3/ч).

2. Использование на местах для выработки тепло – и электроэнергии, идущей на нужды нефтепромыслов (ведутся разработки в области строительства установок, способных работать на ПНГ – ГПЭС (газопоршневая электростанция) и ГТЭС (газотурбинная электростанция).

6. Процесс ПНГ в БТК (получение ценных высоколиквидных продуктов, бензиновые и дизельные фракции).

– закачка ПНГ и смесей на его основе в пласт для повышения нефтеотдачи;

Не все существующие сегодня методы утилизации ПНГ не эффективны и не идентичны для месторождений с разными показателями и условиями добычи, поэтому необходимо учитывать их особенности и эффективность, преимущества и недостатки (табл. 1).

Анализируя методы, необходимо отметить, что основным способом утилизации ПНГ является его переработка, а также использование в качестве топлива для электрогенерации. Также из ПНГ можно получить ряд продуктов, которые востребованы нефтехимией, но затраты на транспортировку газа и его компонентов с месторождений делают подобные проекты нерентабельными. Коммерческая утилизация факельных газов на нефтяных и газовых месторождениях требует технико-экономиче-

Ского аудита каждого месторождения с дальнейшей разработкой и реализацией эффективного способа утилизации факельных газов данного месторождения.

Необходимо отметить, что в 2012 г. совокупный объем добычи ПНГ в Томской области составил 3,092 млрд м3. Использовано 2,157 млрд м3 (70 %). Из общего объема 83 % ПНГ было подготовлено и сдано в магистральный газопровод, 5 % использовано для технологических нужд, 8 % задействовано в выработке электроэнергии, по 2 % использовано в газовых котельных и переработано на газоперерабатывающих производствах [5]. Уровень утилизации по недропользователям весьма различен, а высокий процент утилизации обеспечивается лишь за счет одного крупнейшего нефтегазоконденсатного месторождения – Лугенецкого, принадлежащего ОАО «Томскнефть» (за 2012 г. объем сдачи сырья в магистральный газопровод превысил 1,2 млрд м3, практически половина добываемого попутного газа области). При этом утилизируется на данном месторождении более 95 % добываемого ПНГ, который подготавливается на месторождении и сдается в магистральный газопровод ОАО «Газпром» [5]. Другая ситуация на остальных месторождениях Томской области.

Главной особенностью нефтедобычи в Томской области является разработка средних и мелких месторождений с относительно небольшими ресурсами ПНГ при их разбросанности по обширной и малозаселенной территории, где отсутствуют крупные потребители топлива, что изначально обусловило низкие уровни утилизации нефтяного газа. Многие месторождения Томской области добывают небольшое количество ПНГ, в среднем от 20 млн м3 до 150 млн м3 ПНГ (рис. 1), при этом

Закачка в пласт Возможность утилизации в полном объеме Увеличение объема ПНГ при дальнейшей добыче, проблема утилизации не решается

Переработка на ГПЗ Простота воплощения Капитальные вложения большие из-за необходимости подключения к газопроводу для сбыта и транспортировки основного получаемого продукта

Сжижение на месторождении Получение перспективного топлива – сжиженный природный газ Стоимость реализации проекта высока

Получение ароматических углеводородов Получение ценных и высоколиквидных продуктов Переработка только части ПНГ

Процесс ПНГ в БТК Получение ценных высоколиквидных продуктов Высокая стоимость реализации проекта

Производство метанола. Синтез Фишера-Тропша Получение собственного метанола Отсутствие рынка сбыта полученного продукта

Выработка электроэнергии на ГПЭС и ГТЭС Возможность утилизации ПНГ в полном объеме. Небольшие финансовые затраты Затраты на предварительную подготовку газа. Отсутствие рынка сбыта электроэнергии

Объем добычи ПНГ, млн м3 Рис. 1. Объем добычи ПНГ в Томской области, 2007-2011 гг.

Использование попутного газа становится рентабельным при объемах свыше 1 млрд м3 [6].

На сегодняшний день не многие российские нефтегазовые компании готовы приблизиться к 95 % показателю. Отличных результатов достигли ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «Газпром переработка» и ООО «Газпром нефть Оренбург», где ПНГ используют на 100 %. В ОАО «Газпром» подготовлена среднесрочная инвестиционная программа повышения эффективности использования ПНГ на 2011-2013 гг. Уровень использования ПНГ по группе «Газпром» (с учетом ОАО «Газпром нефть») в 2012 г. в среднем составил около 70 %, (в 2011 г. – 68,4 %, в 2010 г. – 64 %), при этом с IV квартала 2012 г. на месторождениях ОАО «Газпром» уровень полезного использования ПНГ составляет 95 %.

Таким образом, анализируя возможные пути утилизации попутного газа, можно выделить следующее основные методы:

– закачка ПНГ в недра для повышения пластового давления и тем самым эффективности добычи нефти. Однако в России, в отличие от ряда зарубежных стран, этот метод за редким исключением не используется, так как это высокозатратный процесс;

– использование на местах для выработки электроэнергии, идущей на нужды нефтепромыслов;

– использование в качестве топлива на крупных электростанциях либо для дальнейшей переработки при выделении значительных и устойчивых объемов попутного нефтяного газа.

Наиболее эффективный способ утилизации попутного нефтяного газа – его переработка на газоперерабатывающих заводах с получением сухого отбензиненного газа, широкой фракции легких

Для малых и отдаленных месторождений, где решение проблемы утилизации газа за счет подачи его в магистральный газопровод после сбора, осушки и компримирования требует значительных денежных затрат, можно предложить следующий вариант использования ПНГ. Анализируя опыт внедрения закачки, в продуктивные пласты смешивающегося С02, используемого в Канаде и США, необходимо отметить, что он позволяет не только наиболее быстрыми темпами наращивать объемы добычи нефти, но и решает вопрос эффективного использования С02 на месторождении. За счет внедрения этого метода вырос объем добычи нефти и количество внедренных проектов. При смешивающемся вытеснении нефти закачиваемый в пласт С02 растворяется в пластовой нефти, снижает ее вязкость, увеличивая тем самым относительную проницаемость нефти по отношению к воде.

Но использование С02, выделяемого при сжигании ПНГ, лишь в качестве ресурса для закачки в пласт без иного использования неэффективно. Закачка в продуктивные пласты смешивающегося углекислого газа должна быть в том объеме, который стратегически эффективен для данного месторождения, остатки С02 необходимо направлять на выработку электроэнергии, необходимой для покрытия производственных потребностей на определенном участке недр. Приемлемым вариантом получения энергии будет использование метода трансформации С02 в метан при помощи двух элементов – солнечного света и нанотрубки из окиси титана. В свою очередь, метан можно использовать в качестве источника энергии, а это может принести двойную пользу: с одной стороны – сокращает-

Ся количество углекислого газа в атмосфере, с другой стороны – уменьшается зависимость от ископаемых видов топлива. Метан можно использовать различными способами – в газовых баллонах, для приготовления пищи, вместо пропана, электростанции, работающие на твердом топливе, могут использовать метан, чтобы нагревать воду и вырабатывать больше электричества. Используя данный вариант получения энергии, не нужно будет инвестировать деньги в инфраструктуру, так как она уже существует, это экологически чистый циклический процесс, который можно использовать всегда, если есть вода и солнце [8].

Таким образом, оптимальный вариант использования ПНГ зависит от размера месторождения. Необходимо использовать системный подход по отношению к каждому месторождению: техникотехнологические решения должны формироваться для конкретного объекта с учетом обустроенности, географического расположения, системы трубопроводов, дорог, физико-химических параметров продукции скважин, компонентного состава нефти и попутного газа, давления, температуры и других параметров. Для малых месторождений наиболее удобным вариантом является выработка электроэнергии в малых масштабах для собст-

Венных промысловых нужд и нужд других местных потребителей. Для средних месторождений наиболее экономически целесообразным вариантом утилизации попутного нефтяного газа является извлечение сжиженного нефтяного газа на газоперерабатывающем заводе и продажа сжиженного нефтяного газа или нефтехимической продукции и сухого газа. Для крупных месторождений привлекательным вариантом является генерирование электроэнергии на крупной электростанции для последующей оптовой продажи в энергосистему.

Важное место занимает участие государства в решении данного вопроса, которое должно установить действенный контроль всех процессов, в которых присутствует ПНГ: добыча, сжигание, утилизация. Несоблюдение установленных норм использования ПНГ должно сопровождаться штрафами, но необходимо рационально сбалансировать систему поощрения и принуждения, предусмотреть варианты смягчения требования 95 % утилизации на малых и отдаленных месторождениях, где экономически невыгодно внедрять методы утилизации, используемые при объемах свыше 1 млрд м3, до апробации новых разрабатываемых путей использования ПНГ.

1. Счетная палата не смогла посчитать ущерб от сжигания попутного газа. URL: http://lenta. ru/news/2010/02/09/gasloss/

2. Богак Т. В., Игитханян И. А. Возможность перехода НГК РФ на новые экологические стандарты моторного топлива // Вестн. Томского гос. пед. ун-та (Tomsk State Pedagogical University Bulletin). 2013. Вып. 12. С. 95-98.

3. Игитханян И. А., Боярко Г. Ю. Утилизация попутного нефтяного газа на месторождениях Томской области // Вестн. Томского гос. пед. ун-та (Tomsk State Pedagogical University Bulletin). 2011. Вып. 12. С. 19-22.

4. Что такое попутный нефтяной газ. URL: http://www. gazprominfo. ru/articles/associated-gas/

5. В Томской области зафиксирован беспрецедентный рост инвестиций в капитал недропользователей. URL: [http://www. novotomsk. ru/ federal/2011/04/03/12231.html];

6. Зеленова Е. С., Жарова Т. Ю. Пути решения проблемы утилизации попутного нефтяного газа (на примере Томской области) // Проблемы геологии и освоения недр: труды XIII Междунар. симп. им. акад. М. А. Усова студентов и молодых ученых, посвящ. 110-летию со дня рождения К. В. Радугина / Томский политехнический университет (ТПУ); Институт геологии и нефтегазового дела (ИГНД). Томск, 2009. С. 898-900.

7. Богак Т. В. Применение инновационных технологий при разработке нефтегазовых месторождений // Вестн. Томского гос. пед. ун-та (Tomsk State Pedagogical University Bulletin). 2007. Вып. 9. С. 11-13.

8. Энергетическая стратегия России на период до 2020г. URL: [www. prime-tass. ru/news/show].

I. A. Igithanyan, T. V Bogak EFFICIENCY OF MODERN METHODS OF OIL-ASSOCIATED GAS REFINING IN RUSSIA

Methods of oil-associated gas utilization important for oil producing companies in Russia are being examined in this article. Methods of application and product usage efficiency are analyzed. The performed analysis allowed to outline the main benefits and drawbacks of introduced methods and determine the most attractive way of utilization depending on various characteristics and certain conditions of oil fields (the size, the remoteness of the field, the depth of bedding, the level of infrastructure etc.). The usage of new methods of oil-associated gas utilization analysed in this article allows to increase oil production output much faster, solves the problem of effective CO2 usage at oil fields, which is highly important in modern conditions of oil and oil-associated gas production and usage.

Key words: oilfield, oil-associated gas, utilization methods, production output.

1. The Auditing Chamber could not count the damage from gas flaring [Electronic resource] URL: [http://lenta. ru/news/2010/02/09/gasloss/] (in Russian).

2. Bogak T. V., Igithanyan I. A. The possibility of the oil-and-gas complex of the Russian Federation to adopt the new ecological standards of motor fuel. Tomsk State Pedagogical University Bulletin, 2013, vol. 12, pp. 95-98 (in Russian).

3. Igithanyan I. A., Boyarko G. Yu. The utilization of associated petroleum gas on oil fields of Tomsk region. Tomsk State Pedagogical University Bulletin, 2011, vol. 12, pp. 19-22 (in Russian).

4. What is oil-associated gas? [Electronic resource] URL: [http://www. gazprominfo. ru/articles/associated-gas/]. (in Russian)

5. Unprecedented growth of investment into subsurface user capital has been noted in Tomsk region. [Electronic resource] URL: [http://www. novotomsk. ru/federal/2011/04/03/12231.html] (in Russian).

6. Zelenova E. S., Zharova T. Yu. Ways of solving the problem of oil-associated gas utilization (based on the example of Tomsk region). Issues of Geology and Exploitation of the Interior Part of the Earth: materials of the XIII international symposium named after academician M. A. Usov. Tomsk Polytechnic University (TPU), Institute of Geology and Oil Field Development (Rus. IGND). Tomsk, 2009, pp. 898-900 (in Russian).

7. Bogak T. V. Application of Innovatory Technologies in Oil-and-Gas Deposits Development. Tomsk State Pedagogical University Bulletin, 2007, vol. 9, pp.11-13 (in Russian).

Http://cyberleninka. ru/article/n/effektivnost-metodov-pererabotki-poputnogo-neftyanogo-gaza-v-rossii

Попутный нефтяной газ (ПНГ) находится в нефтяных пластах. Он выделяется при снижении показателей давления залежей до отметки, меньшей, чем давление насыщения нефти. Газовый фактор — концентрация газа в нефти — зависит от глубины залежей и колеблется в пределах от пяти кубометров в верхних слоях до нескольких тысяч кубометров на тонну в нижних пластах. ПНГ выделяется в процессе подготовки и добычи нефти. После вскрытия пласта в первую очередь начинает бить газовый фонтан из «шапки». Кроме того, газообразные углеводороды образуются при термической обработке сырья, в том числе гидроочистке, риформинге и крекинге.

Непосредственно отделение нефтяного газа от нефти при помощи сепарирования производится с целью достижения нормативного качества «чёрного золота». Такая работа проводится с применением сепараторов многоступенчатого типа. На первой ступени такого устройства давление составляет до 30 бар, на последней — до 4 бар. В свою очередь, температура и давление получаемого газа зависит от конкретной технологии сепарирования. При этом выход газа является непостоянным и составляет 100–5000 кубометров в час или 25–800 кубометров с тонны.

Состав газа может меняться в зависимости от того, каковы конкретные характеристики нефти, условия её формирования и залегания, а также факторы, которые могут способствовать дегазации сырья. Вместе с лёгкой нефтью на поверхность извлекаются жирные газы, а с тяжёлой — сухие.

Ценность получаемого продукта прямо пропорциональна объёму углеводородов в его составе, содержание которых колеблется на уровне 100–600 граммов на кубометр ПНГ. Газ, который выделяется из «шапок», называемый свободным, содержит меньше тяжёлых углеводородных компонентов, чем тот, который растворён непосредственно в нефти. Благодаря таким свойствам, доля метана в ПНГ на начальных этапах разработки месторождений выше, чем в более поздние периоды освоения блоков. После истощения газовых «шапок» основная часть ПНГ замещается газами, растворёнными в нефти.

Чистый углеводородный (95–100% углеводородов). Углеводородный с углекислым газом (примесь 4–20% CO2). Углеводородный с азотом (примесь 3–15% N2). Углеводородно-азотный (до 50% N2).

Нефтяной газ отличается от природного, состоящего преимущественно из метана, большими количествами бутана, пропана и этана, других предельных углеводородов. ПНГ включает не только газовые, но и парообразные компоненты, высокомолекулярные жидкости, начиная с пентанов, а также вещества, которые не являются углеводородами — меркаптаны, сероводород, аргон, азот, гелий, углекислота.

В связи с невысокими темпами развития инфраструктуры, необходимой для сбора, перемещения и переработки нефтяного газа и ввиду отсутствия спроса на него, весь без исключения ПНГ раньше сжигался в факелах прямо в местах нефтедобычи. Даже в настоящее время нет возможности оценить объёмы сжигаемого попутного газа, поскольку на многих месторождениях отсутствуют системы учёта.

По усреднённым оценкам, речь идёт о десятках миллиардов кубометров в год во всём мире. В двухтысячных годах только в России сжигалось 6,2 млрд кубометров ПНГ ежегодно. Исследование освоения Приобского месторождения в ХМАО позволяет сделать вывод о том, что такие данные были значительно занижены, поскольку только на этом участке в год сжигается порядка миллиарда кубометров ПНГ.

Подсчитано, что в результате сжигания газа над российской территорией ежегодно образуется около 100 млн тонн углекислого газа. Такие оценки были сделаны, исходя из допущения об эффективной утилизации газа, хотя это и далеко от реальности. На самом же деле вследствие неполного сжигания газа в атмосферу попадает и метан, который считается более активным парниковым газом, чем углекислота. При сгорании газа также происходит выброс окиси азота и сернистого ангидрида. Такие компоненты в атмосферном воздухе вызывают учащение случаев заболеваний органов дыхательной системы, зрения и желудочно-кишечного тракта людей, проживающих в регионах нефтедобычи.

В атмосферный воздух ежегодно попадают также около 500 тыс. тонн активной сажи. Эксперты в области экологии полагают, что частички сажи могут свободно переноситься на большие расстояния и осаждаться льдом или снегом на земной поверхности, что приводит к ухудшению обстановки в районах нефтепромысла вследствие выпадения твёрдых загрязняющих частиц.

Помимо выхода в атмосферу токсичных компонентов, происходит и тепловое загрязнение. Вокруг факела, в котором сжигается ПНГ, начинается термическая деструкция почвы в радиусе до 25 метров, растительность страдает на большей площади — в радиусе до 150 метров.

До вступления в силу в 2004 году Киотского протокола, который включает требование использования попутного нефтяного газа, к проблеме утилизации ПНГ в российском государстве практически не присматривались. Ситуация изменилась в лучшую сторону с 2009 года, когда постановлением правительства РФ было предписано сжигать в факелах не более 5% от объёма попутного нефтяного газа.

Сжигание попутного нефтяного газа за рубежом жёстко преследуется властями и облагается значительными штрафами. Финансовые санкции за сжигание таковы, что оно становится экономически нецелесообразным. В России же настолько эффективные меры пока не принимаются.

В Минприроды РФ, к примеру, заявили, что в стране ежегодно добываются 55 млрд кубометров нефтяного газа и лишь 26% из этого объёма направляется на переработку, ещё 47% используется на месте в нуждах промысла и списывается, а остальной газ — 27% — сжигается. Пронедра писали ранее, что 95-процентная утилизация ПНГ в России ожидается лишь к 2035 году.

Низкие темпы сокращения объёмов сжигания газа связаны прежде всего с неразвитостью технологий, которые позволяли бы эффективно его утилизировать. Состав такого газа нестабилен и включает примеси. Большие расходы связаны с необходимостью «усушки» ПНГ, поскольку ему характерен высокий уровень влагосодержания, достигающий 100%.

ПНГ насыщен тяжёлыми углеводородами, что значительно осложняет процесс его транспортировки по трубопроводным системам. Потенциальные потребители газа обычно удалены от месторождений нефти на значительные расстояния. Прокладка трубопроводов к газоперерабатывающим предприятиям связана с высокой стоимостью реализации таких проектов. Километр трубопроводной магистрали для перекачки ПНГ стоит около $1,5 млн.

В связи с транспортными расходами себестоимость перекачки 1 тыс. кубометров газа обходится в $30. Для сравнения, затраты на получение такого же количества природного газа на предприятиях «Газпрома» составляет максимум $7. При себестоимости добычи ПНГ до 250 рублей и транспортировки — 400 рублей за 1 тыс. кубометров, цена на такой газ на рынке устанавливается не выше 500 рублей, что автоматически делает любой способ переработки нерентабельным. Напомним, «Лукойл» предложил установить льготное налогообложение добычи ПНГ, подлежащего глубокой переработке.

Значительные эксплуатационные затраты связаны также с потерями попутного газа по пути его перемещения к точкам переработки. Масштабы технологических потерь рассчитать не представляется возможным, поскольку сейчас отсутствует налаженная система их инструментального учёта. Убыточность работы с ПНГ приводит к тому, что отраслевые компании по факту включают стоимость строительства и эксплуатации трубопроводных систем и компрессорных станций для транспортировки газа в себестоимость нефти.

В качестве альтернативы неэффективному сжиганию и затратной переработке может служить технология утилизации ПНГ путём его закачки вместе с рабочими жидкостями обратно в пласт — в «шапку» — в процессе добычи нефти для восстановления давления залежей. Таким образом может достигаться повышение степени отдачи пласта.

По результатам исследований выяснилось, что с применением методики закачки в пласт в год с одной скважины можно добыть дополнительно до 10 тыс. тонн нефти. Сейчас изучается возможность внедрения технологии закачки в пласт попутного газа вместе с водой, которая получила название «водогазовое воздействие». К сожалению, практика закачки газа в пласты применяется в основном за рубежом, а в России по причине высокой затратности она популярности пока не обрела.

Операторы нефтяных месторождений применяют ПНГ в том числе для электрогенерации. Выработанная энергия используется как для нужд промысла, так и для электроснабжения близлежащих районов. Для операторов, которые занимаются освоением небольших месторождений, экономически целесообразно производить энергию для удовлетворения собственных нужд и поставок энергии в малых объёмах для сторонних потребителей.

Шингинская газотурбинная электростанция, работающая на попутном нефтяном газе

Если речь идёт о получении нефтяного газа на крупных блоках, то в данном случае наиболее привлекательным вариантом является производство энергии на мощных электростанциях с дальнейшей оптовой продажей в общую энергосистему. В России строительство электростанций на ПНГ на месторождениях уже применяется повсеместно. Совокупный объём генерации по упомянутой схеме приближается к 1 млрд кВт·ч в год.

Эффективность ПНГ для получения энергии целесообразна при условии близкого расположения генерации к месторождениям. Самым эффективным вариантом является применение энергоустановок с микротурбинами. Сейчас уже производится большое количество установок как поршневого и турбинного типа, которые работают на нефтяном газе. Выхлопные фракции, образующиеся при использовании ПНГ в таких системах, можно применять для теплоснабжения объектов.

В то же время, наличие в составе ПНГ углеводородов тяжёлой группы негативно сказывается на эффективности использования газа в качестве топлива для выработки энергии, а именно снижает номинальную производительность станций и сокращает время работы генерирующих объектов между ремонтами. Следует отметить, что нестабильный состав и загрязнённость примесями делает применение ПНГ для энергогенерации без предварительной усушки и очистки проблематичным.

Весь попутный газ, который нефтекомпании не сжигают в факелах и не используют для закачки в пласт или для выработки электроэнергии, направляется на переработку. Перед транспортировкой на перерабатывающие мощности производится очистка нефтяного газа. Освобождение газа от механических примесей и воды облегчает его транспортировку. С целью же предотвращения выпадения сжиженных фракций в полости газопроводов и облегчения смеси в целом производится отфильтровывание части тяжёлых углеводородов.

Удаление сернистых элементов позволяет предотвратить коррозионное воздействие ПНГ на стенки трубопроводов, а извлечение азота и углекислоты даёт возможность снизить объём смеси, не используемый в переработке. Очистка осуществляется с применением разных технологий. После охлаждения и компримирования (сжатия под давлением) газа производится его сепарация или обработка газодинамическими методами. Такие способы являются недорогими, но не позволяют извлечь углекислоту и сернистые компоненты из ПНГ.

В случае задействования сорбционных методов не только частично удаляется сероводород, но и производится осушка от воды и влажных углеводородных фракций. Недостатком сорбции является неудовлетворительная адаптация технологии к полевым условиям, что приводит к потере до трети объёма ПНГ. Для удаления влаги может применяться метод гликолевой сушки, однако лишь в качестве дополнительной меры, поскольку, кроме воды, он ничего более из смеси не извлекает. Другим специализированным способом является обессеривание — как очевидно из названия, применяемый для удаления сернистых компонентов. Также используются методы щелочной очистки и аминовой отмывки.

Все вышеупомянутые способы на сегодняшний день уже можно считать устаревшими. Со временем, вероятно, они будут вытеснены или скомбинированы с самым новым и достаточно эффективным методом — мембранной очисткой. Принцип основан на разной скорости проникновения различных компонентов ПНГ через волокна мембран. До настоящего времени такой метод не применялся в силу того, что до момента выпуска на рынок половолоконных мембран его использование было неэффективным и не имело преимуществ перед другими способами обработки газа.

Очищенный газ, если сразу же не продаётся потребителям в сжиженном виде для бытовых и коммунальных нужд, проходит процедуру разделения в двух сегментах — для получения топлива или сырья для нефтехимической промышленности. После его поступления на перерабатывающее предприятие производится разделение ПНГ с помощью низкотемпературной абсорбции и конденсации на основные фракции, некоторые из них являются готовыми к использованию продуктами.

В результате разделения образуется по большей части отбензиненный газ — метан с примесью этана, и широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ). Отбензиненный газ может свободно транспортироваться по трубопроводным системам и применяться как топливо, а также служить сырьём для производства ацетилена и водорода. Кроме того, путём газопереработки производится автомобильный пропан-бутан жидкого типа (т. е. газомоторное топливо), ароматические углеводороды, узкие фракции и стабильный газовый бензин. ШФЛУ отправляются для дальнейшей переработки на нефтехимические предприятия. Там из данного сырья производятся пластмассы, каучук, топливные присадки, сжиженные углеводороды.

1 — закачка газа в пласт; 2 — топливо для электростанции; 3 — сжигание; 4 — глубокая очистка; 5 — магистральный газопровод; 6 — разделение ПНГ; 7 — ШФЛУ; 8 — топливо; 9 — компрессорная станция; 10 — транспортировка ПНГ

За рубежом динамичными темпами внедряется новейший метод получения жидких углеводородов из попутного газа с использованием технологии Gas-to-liquids, предусматривающей переработку химическими способами. В России данная методика вряд ли найдёт широкое применение, поскольку она плотно завязана на температурные условия окружающей среды и может реализовываться лишь в широтах с жарким или умеренным климатом. В России же преобладающая доля объёма нефти добывается в северных регионах, поэтому для взятия метода Gas-to-liquids на вооружение придётся провести кропотливую исследовательскую работу.

В отрасли активно воплощается в жизнь технология криогенного сжатия ПНГ с использованием однопоточного цикла. Самые мощные охладительные системы уже способны перерабатывать до 3 млрд кубометров попутного газа за год. Эффективным решением является установка таких комплексов на распределительных станциях.

Попутный нефтяной газ, несмотря на низкую и подчас нулевую рентабельность его переработки, находит широчайшее применение в топливно-энергетическом комплексе и нефтехимической промышленности. Вследствие сжигания ПНГ происходят безвозвратные потери колоссального объёма сырья энергоресурсов. Так, ежегодно в России «сжигается» в факелах почти 140 млрд рублей — совокупная стоимость содержащихся в попутном газе пропана, бутана и других компонентов.

Совершенствование технологий утилизации ПНГ позволит России производить в год дополнительно 6 млн тонн жидких углеводородов, 4 млрд кубометров этана, до 20 млрд кубометров сухого газа, а также генерировать 70 тыс. ГВт электрической энергии. Налаживание работы по эффективной утилизации ПНГ — это не только способ решения экологических проблем и задач экономии энергоресурсов, но и база для учреждения целой отрасли, стоимость которой на национальном уровне, по самым скромным подсчётам, оценивается специалистами в полтора десятка миллиардов долларов.

Http://pronedra. ru/gas/2017/03/03/pererabotka-poputnogo-neftyanogo-gaza/

Общеизвестным является тот факт, что запасы нефти, как невозобновляемого источника энергии, на планете ограничены. В связи с этим, актуальным стал вопрос об использовании в энергетической, топливной, нефтехимической промышленности газа, получаемого как сопутствующий продукт при добыче нефти.

В настоящее время переработка попутного нефтяного газа является приоритетным путем развития для компаний–нефтедобытчиков.

Необходимость отделения газа от добываемой нефти определяется стандартами отрасли. Попутный нефтяной газ состоит, в основном, из метана, а также более тяжелых углеводистых составляющих.

Следует отметить, что ранее газ просто сжигался на факелах в местах нефтяных разработок, что наносило определенный вред экосистеме в целом: вредны сами по себе выбросы углекислого газа в больших объемах, а также частицы сажи, способные перемещаться на большие расстояния и оседать на снегу и льдах.

Высокие экологические требования, необходимость повышения уровня рентабельности производства привели к разработке технологий, благодаря которым, переработка попутного нефтяного газа в развитых странах составляет до 99 %.

Переработка производится несколькими способами, в зависимости от целей дальнейшего использования:

– разделение на компоненты, в результате которого появляется так называемый отбензиненный газ (аналог природного газа), который транспортируется далее по газопроводам, а вторая компонента – широкие фракции углеводов – поступает в дальнейшую переработку на предприятия нефтехимической отрасли. Это второй сырьевой эшелон.

– закачка обратно в пласт для повышения внутрипластового давления, что является необходимостью при падающей добыче нефти, носит название сайклинг-процесса.

– использование газа в местах промысла нефти как источника тепло – и электроэнергии, во избежание ее покупки (сжигание в энергетических установках – газопоршневых и газотурбинных электростанциях).

– сжижение газа. Сжиженные газы пользуются устойчивым спросом на мировом рынке, и являются более дешевым топливом в сравнении с бензинами.

– переработка по методу Фишера-Тропша (GTL-технология), позволяющая получить синтетическую нефть, а из нее авиационное и автомобильное топливо с высоким октановым числом, а также разнообразные полимерные материалы.

В целом следует отметить, что попутный нефтяной газ является более ценным сырьем для переработки, чем обычный природный газ, так как он превосходит его по количеству составляющих. Переработка позволяет получать многовариантное использование вторичного продукта, начиная от газа для автономных электростанций и заканчивая производством пластмасс.

Стратегической целью нефтяных компаний сегодня является переориентирование на газовый сектор, электроэнергетику и производство продуктов для нефтехимии. Лидером в настоящее время является Норвегия, в которой 99 % продуктов утилизации нефтяного газа являются сырьем для химических производств.

Http://www. business-equipment. ru/pererabotka/pererabotka-poputnogo-neftyanogo-gaza. html

Сборник рассчитан на инженерно-технический персонал нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических заводов, работников проектных организаций и научных сотрудников исследовательских институтов нефтяной и химической промышленности.

Отличительные особенности нефти верхнемеловых отложений месторождений Малгобек и Али-Юрт Чечено-Ингушской АССР

О работе атмосферной части атмосферно-вакуумных установок Ново-Уфимского завода

О возможности получения топлив для газотурбинных установок из продуктов, вырабатываемых на грозненских нефтеперерабатывающих заводах

Влияние глубины избирательного гидрирования непредельных углеводородов дистиллята термокрекинга на его термическую стабильность

О работе теплообменных аппаратов нефтеперерабатывающих установок

Исследование глин различных месторождений с целью использования

О путях дальнейшего усовершенствования технологии производства катализатора крекинга из бентонитовых глин

Исследование кристаллической структуры катализатора крекинга, получаемого из асканского с/б бентонита

О результатах промышленного опыта получения авиационного масла МС-20 из шкаповской нефти дуосол-очисткой и очисткой фенолом

Получение масел МС-8 и МС-6 из анастасьевской нефти без применения стабилизирующих присадок

Долинская и битковская нефти Украинской ССР как сырье для масляно-парафинового производства

Структурно-групповой состав сырья и промежуточных продуктов, образующихся при получении парафина

Низкоплавкие парафины озексуатской нефти как сырье для окисления в спирты и кислоты

Разработка процесса пропановой депарафинизации как части комбинированной установки по производству масел

Промышленные опыты по пиролизу различных углеводородных фракций на Грозненском химическом заводе

Выбор схемы установки для получения этилена 95%-ной и 99%-ной чистоты

Деароматизация дистиллята экстракционного бензина диэтиленгликолем

О некоторых особенностях гидрирования ароматических углеводородов с длинной боковой цепью

Применение метан-водородной фракции для гидрооблагораживания нефтепродуктов

Изучение реакции полимеризации низкомолекулярных олефиновых углеводородов на кремне-

Метод повышения каталитической активности карбоновых солей марганца

Окисление в лабораторных условиях и на установке СЖК различных образцов парафина, выделенных из яефтей Затеречной равнины

Исследование причин повышенного образования оксикислот при глубоком непрерывном окислении твердого парафина

Влияние глубины окисления петролатума на качество литейного крепителя «П» 240

Изучение реакции изотопного обмена некоторых ароматических и нафтеновых углеводородов на дейтерированном алюмосиликатном катализаторе крекинга

Автоматизация процессов и разработка контрольно-измерительной аппаратуры

Применение проточного плотномера для контроля последовательных перекачек нефтепродуктов на магистральном трубопроводе

Http://www. studmed. ru/dorogochinskiy-az-red-tehnologiya-pererabotki-nefti-i-gaza-neftehimiya_77fbce8d3d0.html

В настоящее время в России разрабатывается более 1200 нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Вместе с нефтью добывается также попутный нефтяной газ (ПНГ) — ценнейшее сырьё для производства продуктов нефтегазохимии. Попутный газ, как правило, растворён в нефти, но может скапливаться и в виде шапки над нефтью. Сразу же после извлечения пластового флюида из скважины на месторождении происходит обработка и подготовка нефтегазовой жидкости до товарной нефти, которая затем поступает в трубопровод и транспортируется к потребителю. Иначе обстоит дело с нефтяным газом.

Стоит отметить, что промышленная инфраструктура российских нефтяных компаний ориентирована, в первую очередь, на добычу нефти. По этой причине газ, выделившийся в результате подготовки товарной нефти, на большинстве нефтегазодобывающих предприятий сжигается в факелах.

Однако проблему сжигания ПНГ в факелах наиболее активно начали обсуждать только после известного выступления В. В.Путина в 2007 году, в котором названы конкретные требования по рациональному использованию попутного газа. Начиная с 1 января 2012 года, все нефтяные компании обязаны выйти на 95%-ный уровень использования ПНГ. Несмотря на стимулирующие меры в виде штрафных санкций за нерациональное использование углеводородных ресурсов, лишь единицы приблизились к этому показателю. Достичь или даже превзойти жёсткий государственный норматив смогли «Сургутнефтегаз» и «Татнефть». И всё же, тенденция использования попутного газа за прошедшие несколько лет стала устойчиво положительной.

По экспертным оценкам уровень использования попутного нефтяного газа в целом по России за 2012 год не превышал 76% (добыто 72 млрд. м 3 ), из которых 44% (32 млрд. м 3 ) поставляется на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), а 32% (23 млрд. м 3 ) — на собственные нужды промысла (самообеспечение электроэнергией, теплом и т. д.). Следовательно, 24% попутного нефтяного газа (17 млрд. м 3 ) сжигается в факелах, что ведёт к значительному экологическому ущербу, не говоря уже об упущенной экономической выгоде.

Если проанализировать динамику добычи и использования ПНГ за период 2006-2012 гг., то определённо можно констатировать: процент сжигания газа в факелах снизился с 33% до 24%, соответственно уровень использования повысился с 67% до 76%. При этом добыча ПНГ в целом по России увеличилась (за счёт разработки новых месторождений нефти).

Таким образом, даже на фоне увеличившейся добычи нефти доля использования ПНГ в ряде нефтяных компаний неуклонно возрастает. Тем не менее, ещё не все недропользователи готовы к полной (не менее 95%) утилизации попутного нефтяного газа. На данный момент одним из главных факторов, влияющих на показатель использования ПНГ, является разработка новых месторождений, удалённых от существующей транспортной инфраструктуры и мощностей по переработке попутного нефтяного газа.

В нашей стране степень переработки ПНГ в ценные химические продукты ничтожно мала. К примеру, лишь 1,5% этого сырья служит для производства газового моторного топлива. В нефтяном газе содержится большое количество гомологов метана (этан, пропан, бутаны и т. д.) — в отличие от природного газа, в котором, как правило, преобладает метан. Поэтому и сфера применения нефтяного газа гораздо шире. Из него можно получать продукты, ценность которых значительно выше, чем у продуктов, полученных из природного газа. Соответственно, их стоимость тоже будет выше.

Очевидно, что даже частичное использование нефтяного газа дало бы мощный толчок развитию инновационной экономики. По проведённым расчётам тонна этана — компонента природного газа — стоит около 80-90 долларов, а этилена — уже 600 долларов. Полиэтилен низкой плотности в 20 раз дороже этана, стоимость готовых изделий из полиэтилена (тех же полиэтиленовых труб) достигает 2500-3700 долларов за тонну.

Растущая ценность попутного нефтяного газа стимулировала ряд развитых стран к активной коммерциализации продукции из ПНГ для удовлетворения внутреннего спроса и выхода на международные рынки.

Задача комплексного использования попутного газа усложняется Проблемами самого ТЭК:

рост добычи углеводородов не подкрепляется адекватным ростом переработки; сохраняется дефицит производственных мощностей и их технологическая отсталость; в нормативных актах отсутствует понятие, определяющее себестоимость нефтяного газа; в нефтяных компаниях не получает развития маркетинг продукции переработки ПНГ.

В стране действует 24 газоперерабатывающих завода. Примерно половину из них контролирует «Сибур», другую половину делят «Газпром» и предприятия нефтяных компаний. Российские газоперерабатывающие мощности создавались ещё в эпоху СССР и сегодня перестали соответствовать требованиям современного рынка. Отстают технологии переработки углеводородов. Иными словами, сжигаются углеводородные ресурсы, которые возможно переработать и предложить рынку в виде целой гаммы высококачественных продуктов с наибольшим количеством переделов и высокой потребительской стоимостью.

Для нефтехимической промышленности зарубежных стран характерны: высокая степень извлечения индивидуальных компонентов нефтяного газа, рост производства этана (наиболее дорогая фракция), рост использования продукции газоперерабатывающих заводов для химической переработки (пропан, бутаны, пентаны).

В России имеются значительные ресурсы этансодержащих газов, т. е. газов, характеризующихся концентрацией этана от 3% и являющихся кондиционными для переработки на газохимических комплексах. Переработка этансодержащих газов имеет громадное значение, так как при высокотемпературном пиролизе этана получают этилен — один из наиболее массовых полупродуктов современной нефтехимии. По производственным возможностям и спросу на этилен судят о состоянии нефтехимической промышленности страны.

Тем не менее, поскольку содержание этана в компонентном составе нефтяного газа (в отличие от пропана и бутанов) при его транспортировке не оказывает негативного влияния на магистральные газопроводы, этан используется в качестве энергетического газа. Это ценнейшее химическое сырьё питает турбины местных электростанций или продаётся по соответствующей цене другим потребителям. В результате ежегодно миллионы тонн этана и пропан-бутановой фракции поступают внутренним потребителям или на экспорт как энергетический газ, который, по сути, «сухим» не является. Впрочем, сегодня это один из самых распространенных способов рационального использования ПНГ.

Для транспортировки попутного газа через магистральные газопроводы необходимо, чтобы содержание в нём пропана и более тяжёлых углеводородов не превышало определённого уровня, установленного отраслевыми стандартами и техническими условиями, так как эти углеводородные компоненты при повышении давления и/или при снижении температуры могут образовывать жидкую фазу, что отрицательно влияет на газотранспортную систему. Поэтому «Газпром» пока не пропускает в свои газопроводы неподготовленный попутный нефтяной газ, который готовы поставлять нефтедобывающие компании, поскольку этот газ не «осушен» и не компримирован (сжат). Сегодня «Газпром» может принять газ для дальнейшей транспортировки только с газоперерабатывающих заводов, либо газ непосредственно с месторождений, но уже подготовленный при определённых условиях по давлению и температуре точки росы (по влаге и углеводородам) в соответствии с ОСТом.

На сегодня газоперерабатывающие заводы по-прежнему остаются основными приобретателями нефтяного газа. Соответственно ГПЗ производят и направляют ШФЛУ на нефтехимические комбинаты, а сухой отбензиненный газ — в магистральные газопроводы. Цены на попутный газ, поставляемый на ГПЗ, регулируются Правительством РФ. Это связано с необходимостью сдерживать рост цен на продукцию ГПЗ, которая идёт непосредственно на коммунально-бытовые нужды (СОГ, СНГ). По мнению нефтяников эти цены занижены, что не позволяет компенсировать затраты на сбор, подготовку и транспорт попутного газа.

Ситуация постепенно меняется. Толчком к этому послужило присоединение России к Киотскому протоколу по проблемам загрязнения окружающей среды (2004 г). Некоторые нефтяные компании (Лукойл, Сургутнефтегаз, Татнефть, Газпромнефть, ТНК-ВP) раньше других обратили внимание на последовавшие за этим решения Правительства РФ в области рационального использования ресурсов попутного нефтяного газа. В этих компаниях стали разрабатываться программы, направленные на совершенствование технологий добычи углеводородного сырья. Инвестиции направляются во многие сферы деятельности, включая обустройство месторождений оборудованием, позволяющим максимально добыть попутный нефтяной газ и подготовить его к реализации. Очевидно, что важной задачей нефтедобывающих компаний становится также маркетинг газовой продукции (будь то подготовленный попутный газ либо уже переработанный с выходом конечных продуктов).

В современной России доля предпринимателей, участвующих в газоперерабатывающем бизнесе, очень мала. Тем более недостает частных предприятий, которые непосредственно производят продукцию из нефтяного газа. И здесь дело не в том, что этот бизнес малоэффективен. Проблема состоит в недостаточном внимании к маркетингу. Выход из сложившейся ситуации очевиден. Нефтедобывающие компании могли бы активнее привлекать предпринимателей для участия в производстве и реализации продукции из ПНГ.

Например, уже сейчас возрастает спрос на сжиженный нефтяной газ (СНГ), который способен на равных конкурировать с другими видами топлива. СНГ считают одним из чистейших с экологической точки зрения энергоносителей, что ежегодно завоёвывает всё большее число потребителей. Одновременно резко увеличиваются цены на эту продукцию.

Начиная с 1995 года, мировое производство сжиженного нефтяного газа наращивается в среднем на 3% в год. По прогнозам, в 2015 году в мире будет выпущено 280 млн. т этой продукции.

Сжиженный нефтяной газ поставляется в значительных объёмах в страны, не имеющие достаточных собственных энергетических источников. В первую очередь, речь идёт об азиатско-тихоокеанском регионе, в котором спрос на СНГ в 2012 году достиг, по оценке аналитиков, примерно трети мирового потребления. Расширяются потребности в сжиженном нефтяном газе в Западной и Восточной Европе. В частности, наращивание такого импорта рассматривается как один из способов достижения энергетической безопасности ЕС. По этим и многим другим показателям можно судить об огромной привлекательности развития нефтехимической промышленности в России и высоком потенциальном спросе на продукцию из попутного газа.

Сегодня на российском рынке полимеров значительную долю занимает продукция иностранных компаний. Сырьё, из которого производится эта полимерная продукция, в основном поставляется из России. Фактически, экономя на собственной нефтехимической промышленности, мы оплачиваем её развитие в других странах, покупая товар, который могли бы произвести сами. При этом государство, общество и отечественный бизнес теряют тысячи потенциальных рабочих мест и миллиарды недоплаченных в бюджет рублей, а инновационное производство не получает должного развития.

Выход из данной ситуации видится в создании необходимых условий для привлечения инвестиций в переработку попутного нефтяного газа. Безусловно, способствовать этому процессу будет квалифицированная маркетинговая деятельность нефтедобывающих компаний и, как следствие, повышение финансовой привлекательности и производственной эффективности этих проектов.

Попутный нефтяной газ нужен России — этот тезис принят как руководство к действию и государственными структурами, и заинтересованными общественными организациями, и бизнес-сообществом.

Данную публикацию я подготовил на основе моих статей, которые были опубликованы в следующих журналах:

Http://www. avfinfo. ru/engineering/e-01/

На современном этапе развития нефтяной отрасли добывающие компании взяли курс на повышение эффективности утилизации попутного газа, неизбежного спутника «чёрного золота» на любом месторождении мира. От простого и привычного факельного сжигания газа операторы переходят к новейшим технологиям его использования и переработки. Тем не менее, Утилизация нефтяного газа по-прежнему является малорентабельной и трудоёмкой.

По усреднённым оценкам, Речь идёт о десятках миллиардов кубометров в год во всём мире. В двухтысячных годах только в России сжигалось 6,2 млрд кубометров ПНГ ежегодно. Исследование освоения Приобского месторождения в ХМАО позволяет сделать вывод о том, что такие данные были значительно занижены, поскольку только на этом участке в год сжигается порядка миллиарда кубометров ПНГ.

До вступления в силу в 2004 году Киотского протокола, который включает требование использования попутного нефтяного газа, к проблеме утилизации ПНГ в российском государстве практически не присматривались. Ситуация изменилась в лучшую сторону С 2009 года, когда постановлением правительства РФ было предписано сжигать в факелах не более 5% от объёма попутного нефтяного газа.

В Минприроды РФ, к примеру, заявили, что в стране ежегодно добываются 55 млрд кубометров нефтяного газа и лишь 26% из этого объёма направляется на переработку, ещё 47% используется на месте в нуждах промысла и списывается, а остальной газ — 27% — сжигается. Пронедра писали ранее, что 95-процентная утилизация ПНГ в России ожидается лишь к 2035 году.

В связи с транспортными расходами Себестоимость перекачки 1 тыс. кубометров газа обходится в $30. Для сравнения, затраты на получение такого же количества природного газа на предприятиях «Газпрома» составляет максимум $7. При себестоимости добычи ПНГ до 250 рублей и транспортировки — 400 рублей за 1 тыс. кубометров, цена на такой газ на рынке устанавливается не выше 500 рублей, что автоматически делает любой способ переработки нерентабельным. Напомним, «Лукойл» предложил установить льготное налогообложение добычи ПНГ, подлежащего глубокой переработке.

Подпись к фото: Шингинская газотурбинная электростанция, работающая на попутном нефтяном газе

Подпись к фото: Разделительные сепараторы на установке подготовки нефти

Подпись к фото: Адсорбционный осушитель для осушки попутного газа

Подписи к схеме: 1 — закачка газа в пласт; 2 — топливо для электростанции; 3 — сжигание; 4 — глубокая очистка; 5 — магистральный газопровод; 6 — разделение ПНГ; 7 — ШФЛУ; 8 — топливо; 9 — компрессорная станция; 10 — транспортировка ПНГ

Http://www. assoneft. ru/activities/press-centre/tek/3978/

Переработка попутного нефтяного газа (ПНГ) – направление, которому сегодня уделяется повышенное внимание. Этому способствует ряд обстоятельств, прежде всего рост добычи нефти и ужесточение экологических норм. По данным 2002 г., всего в Российской Федерации извлечено из недр 34,2 млрд. м3 ПНГ, из них потреблено 28,2 млрд. м3. Таким образом, уровень использования ПНГ составил 82,5%, при этом в факелах сгорело около 6 млрд. м3 (17,5%).

В том же 2002 г. на газоперерабатывающих заводах России было переработано 12,3 млрд. м3 ПНГ (43,6% «потребленного» газа), из них в Тюменской области, основном регионе производства ПНГ – 10,3 млрд. м3. На промысловые нужды (подогрев нефти, отопление вахтовых поселков и т. п.) с учетом технологических потерь было израсходовано 4,8 млрд. м3 (17,1%), еще 11,1 млрд. м3 (39,3%) использовано для выработки электроэнергии на ГРЭС. Дальнейший рост утилизации ПНГ до заложенных в лицензионных соглашениях 95% наталкивается на ряд трудностей. Прежде всего, при существующих ценовых «вилках» 1 продажа газа на ГПЗ с небольшого месторождения (1-1,5 млн. т нефти в год) рентабельна, если перерабатывающий завод находится на расстоянии не более 60-80 км.

Однако вновь вводимые нефтяные месторождения удалены от ГПЗ на 150-200 км. В этом случае учет всех элементов затрат выводит себестоимость попутного газа на уровень, при котором вариант утилизации попутного газа на ГПЗ для многих недропользователей неэффективен и ими ищутся варианты переработки ПНГ непосредственно на нефтепромыслах.

Основные решения по утилизации ПНГ, которыми сегодня могут воспользоваться нефтедобывающие компании таковы:

3. Закачка ПНГ и смесей на его основе в пласт для повышения нефтеотдачи.

Как видно по приведенным ранее цифрам, в РФ в «глобальных масштабах» из этих направлений развиваются лишь два: потребление ПНГ в качестве топлива с целью выработки электроэнергии и как сырья для нефтехимии (получение сухого отбензиненного газа, газового бензина, ШФЛУ и сжиженного газа для бытовых нужд).

Между тем, новые технологии и оборудование позволяют реализовать многие процессы непосредственно на промыслах, что полностью устранит или существенно снизит потребность в дорогостоящей сетевой инфраструктуре, вовлечет в переработку неиспользуемые объемы ПНГ, улучшит экономическую эффективность нефтедобычи.

Согласно проведенному анализу к перспективным направлениям промысловой утилизации ПНГ сегодня относятся:

• микротурбинные или газопоршневые установки, покрывающие потребность нефтепромыслов в электрической и тепловой энергии.

• малогабаритные установки сепарации для получения товарной продукции (топливного метана на собственные нужды, ШФЛУ, газового бензина и ПБТ).

• комплексы (установки) конвертации ПНГ в метанол и синтетические жидкие углеводороды (автомобильный бензин, дизтопливо и т. п.).

Доведение добытой сырой нефти до товарных кондиций происходит в установках комплексной подготовки нефти (УКПН). В УКПН, помимо обезвоживания, сероочистки и обессоливания нефти, осуществляется ее стабилизация, то есть отделение в специальных стабилизационных колоннах легких фракций (т. е. ПНГ и газа выветривания). С УКПН стабилизированная нефть требуемого качества подается через коммерческие узлы учета нефти в магистральные нефтепроводы. Выделенный ПНГ при наличии специального газопровода доставляется потребителям, а при отсутствии «трубы» сжигается, используется на собственные нужды или перерабатывается. Отметим, что ПНГ отличается от природного газа, состоящего на 70-99% из метана, высоким содержанием тяжелых углеводородов, что и делает его ценным сырьем для нефтехимических производств.

ПРИМЕР: стоимость УКПН зависит от пластового содержания ПНГ, а также количества попутных водяных паров, сероводорода и т. п. Ориентировочная оценка стоимости установки на 100-150 тыс. т. в год товарной нефти – $20-40 млн.

В результате переработки ПНГ на газоперерабатывающих установках (заводах) получают «сухой» газ, сходный с природным, и продукт под названием «широкая фракция легких углеводородов» (ШФЛУ). При более глубокой переработке номенклатура продуктов расширяется – газы («сухой» газ, этан), сжиженные газы (СУГ, ПБТ, пропан, бутан и т. д.) и стабильный газовый бензин (СГБ). Все они, включая ШФЛУ, находят спрос, как на внутреннем, так и на внешнем рынках2.

Доставка продуктов переработки ПНГ до потребителя чаще всего осуществляется по трубопроводу. Необходимо помнить, что транспортировка трубопроводом довольно опасна. Как и ПНГ, ШФЛУ, СУГ и ПБТ тяжелее воздуха, поэтому при негерметичности трубы пары будут накапливаться в приземном слое с образованием взрывоопасного облака. Взрыв в облаке распыленного горючего вещества (т. н. «объемный») характеризуется повышенной разрушительной силой3. Альтернативные варианты транспортировки ШФЛУ, СУГ и ПБТ не представляют технических проблем. Сжиженные газы перевозится в ж/д цистернах и т. н. «универсальных контейнерах» под давлением до 16 атм. железнодорожным, речным (водным) и автомобильным транспортом.

При определении экономического эффекта от переработки ПНГ следует иметь в виду, что на российских производителей СУГ накладывается т. н. «балансовое задание» по поставкам СУГ для бытовых потребителей по «балансовым ценам» (по данным АК «СИБУР» – это 1,7 тыс. руб./т). «Задания» на практике достигают 30% от объема производства, что ведет к росту стоимости СУГ для коммерческих пользователей (4,5-27 тыс. руб./т в зависимости от региона). Министерство промышленности и энергетики РФ обещает отменить «балансовые задания» в конце 2006 года и это может вызвать снижение цен на рынке СУГ. Впрочем, производители сжиженного газа убеждены, что окончательное решение будет принято не ранее 2008 г. Из-за стабильно высоких цен на СУГ в Европе выгоднее перерабатывать ПНГ и ШФЛУ в СУГ. В России же более прибыльным может оказаться получение метанола или БТК (смесь бензола, толуола и ксилола). В дальнейшем смесь БТК может быть переработана деалкилированием в бензол, который является товарным продуктом, пользующимся высоким спросом.

ПРИМЕР: Комплекс по выработке ШФЛУ из ПНГ по схеме низкотемпературной конденсации запущен на ОАО «Губкинский ГПК» в 2005 г. Перерабатывается 1,5 млрд. м3 попутного нефтяного газа, производство ШФЛУ – до 330 тыс. т/г, общая стоимость комплекса, включая 32-х километровую врезку в конденсатопровод «Уренгой-Сургутский ЗСК», – 630 млн. рублей ($22,5 млн.). По схожей технологии могут работать малогабаритные установки сепарации, предназначенные для установки на промыслах.

Количество технологий, схем эксплуатации и оборудования (разной степени эффективности и освоенности) для повышения нефтеотдачи (см. диаграмму «Методы повышения нефтеотдачи») очень велико.

ПНГ, в силу своей гомологической близости к нефти, представляется оптимальным агентом газового и в особенности водогазового воздействия (ВГВ) на пласт закачкой попутного нефтяного газа и иных рабочих жидкостей с его использованием (ПНГ+ вода, водно-полимерные композиции, растворы кислот и др.) 4. При этом увеличение нефтеизвлечения по сравнению с заводнением пласта необработанной водой зависит от конкретных условий. Скажем, разработчики технологии ВГВ (ПНГ+вода) указывают, что наряду с утилизацией ПНГ дополнительная добыча нефти составила 4-9 тыс. т/г нефти на 1 участок.

Более перспективными видятся технологии сочетающие закачку ПНГ с переработкой. При проектировании обустройства Копанского газоконденсатнонефтяного месторождения был исследован следующий вариант освоения ресурсов углеводородов. Из пласта извлекается нефть вместе с растворенным и попутными газами. Из газа отделяется конденсат и часть осушенного газа сжигается на электростанции для получения электроэнергии и выхлопных газов. Выхлопные газы закачиваются в газоконденсатную шапку («сайклинг-процесс») для повышения конденсатоотдачи.

Сайклинг-процесс считается одним из эффективных методов повышения конденсатоотдачи пласта5. Однако в нашей стране он не реализован ни на одном газоконденсатном месторождении или газоконденсатнои шапке6. Одна из причин – дороговизна процесса консервации запасов сухого газа. В рассматриваемой же технологии часть сухого газа подается потребителю. Другая, сжигаемая часть, обеспечивает получение достаточного для сайклинг-процесса количества закачиваемого газа, поскольку 1 м3 метана при сжигании превращается примерно в 10 м3 выхлопных газов.

ПРИМЕР: Консорциум по разработке Харьягинского месторождения – Total, Norsk Hydro и «ННК» – планирует реализовать проект по утилизации попутного нефтяного газа7 стоимостью от $10-20 млн. На Харьягинском месторождении ежегодно добывается около 900 тыс. т нефти и 150 млн. м3 ПНГ. Часть попутного газа идет на собственные нужды, а остальное – сжигается. Предложено три решения проблемы, одно из которых – закачка ПНГ в скважину ниже пласта, откуда добывается нефть. По предварительным расчетам, так возможно закачать весь ПНГ, однако есть опасения, что газ дойдет до близлежащей скважины, которая уже ликвидирована и принадлежит ЛУКОЙЛу. Тем не менее, этот вариант – предпочтительный. Другие два менее приоритетных варианта – продажа ПНГ ЛУКОЙЛу (нет инфраструктуры) или производство электроэнергии (проблема с потенциальным покупателем).

Один из наиболее распространенных способов утилизации ПНГ – использование как топлива для электростанций. При приемлемом составе ПНГ эффективность этого способа высока. По данным разработчиков 80%), работающая на ПНГ, при егоэлектростанция с утилизацией тепла (кпд учетной стоимости 300 руб. за 1000 м3, окупается за 3-4 года.

Предложение энергоблоков на рынке очень широко. Отечественные и зарубежные компании наладили выпуск установок, как в газотурбинном (ГТУ), так и в поршневом вариантах. Как правило, для большинства конструкций имеется возможность работы на ШФЛУ или ПНГ (определенного состава). Практически всегда предусмотрена утилизация тепла выхлопных газов в систему теплоснабжения промысла, предлагаются варианты самых современных и технологичных парогазовых установок. Одним словом можно с уверенностью говорить о буме внедрения объектов малой энергетики нефтяными компаниями для снижения зависимости от поставок электроэнергии РАО «ЕЭС», упрощения требований к инфраструктуре при освоении новых месторождений, снижения затрат на электроэнергию с одновременной утилизацией ПНГ и ШФЛУ. Согласно расчетам, себестоимость 1 кВтч электроэнергии для ГТУ «Пермских моторов» составляет 52 коп, а для импортного агрегата на основе поршневого двигателя «Катерпиллер» – 38 коп. (при невозможности работать на чистом ШФЛУ и наблюдается потеря мощности при работе на смешанном топливе).

ПРИМЕРЫ: Типичная стоимость дизельной электростанции зарубежного производства мощностью 1,5 МВт по прайс-листу дилера составляет €340 тысяч ($418 тыс.). Однако установка на промысле энергоблока такой же мощности с инфраструктурой (резервированием) и работающего на подготовленном газе требует капитальных вложений в $1,85-2,0 млн. 8

При этом себестоимость 1 КВтч при цене газа 294 руб./тыс. м3 и расходе 451-580 м3/тыс. КВтч составит уже 1,08-1,21 руб., что превышает текущий тариф – 1,003 руб./КВтч. При повышении действующего тарифа до 2,5 руб./КВтч и сохранении цены газа на сегодняшнем уровне дисконтированный срок окупаемости 8-10 лет.

«Сургутнефтегаз», утилизирующий до 96% ПНГ, ведет строительство 5 газотурбинных электростанций на отдаленных месторождениях – Лукъявинском, Русскинском, Биттемском и Лянторском. Реализация проекта позволит обеспечить выработку 1,2 млрд. КВтч/год (суммарная мощность электростанции 156 МВт на базе 13 энергоблоков единичной мощностью 12 МВт производства «Искра-Энергетика»). Каждый из этих энергоблоков способен в год переработать до 30 млн. м3 попутного газа и выработать до 100 млн. кВтч электроэнергии. Суммарная стоимость проекта составляет по разным оценкам от $125-200 млн., его выполнение задерживается в связи со срывом графика поставки энергоблоков.

Технология GTL только начинает свое распространение. Ожидается, что при дальнейшем развитии и росте цен на топливо она станет рентабельной. Пока GTL-проекты, реализующие технологию Фишера-Тропша, рентабельны только при достаточно больших объемах перерабатываемого сырья (от 1,4-2,0 млрд. м3 в год). Обычно GTL-проект рассчитан на утилизацию метана, однако есть сведения, что процесс может быть реализован и для углеводородных фракций C3-C4 и соответственно применен для переработки ПНГ. Первой стадией производства на базе технологии GTL является получение синтез-газа, который может быть получен даже из угля. Однако этот способ переработки более применим к ПНГ и ШФЛУ, а газовый бензин выгоднее утилизировать отдельно в качестве нефтехимического сырья.

• Shell Middle Distillate Synthesis (SMDS) – Бинтулу, Малайзия, 600 000 т/г,

• Завод в ЮАР постройки Sasol, заказчик Mossgas для PetroSA, 1 100 000 т/г.

В ближайшее время планируется осуществить полтора десятка других крупных проектов, находящихся в разной стадии готовности. Один из них, например, проект строительства завода в Катаре мощностью 7 млн. т нефтяного эквивалента. Его ориентировочная стоимость составит $4 млрд., или $600 на тонну продукции. Текущая стоимость строительства GTL-завода, по оценкам специалистов, составляет $400-500 на тонну продукции, и продолжает снижаться. В качестве комментария к этой цифре добавим, что хотя опыт эксплуатации коммерческих предприятий GTL-FT имеется, он ограничен жаркой и умеренной климатической зоной. Таким образом, имеющиеся проекты не могут быть перенесены без изменений в Россию, например, в район Якутии. Учитывая отсутствие у компаний опыта эксплуатации установок GTL-FT в жестких климатических условиях, изменение и доработка проектов могут потребовать значительного времени и, возможно, проведения дополнительных исследовательских работ. Среди известных разработчиков GTL-проектов отметим американскую венчурную компанию «Syntroleum» ( www. syntroleum. com ), поставившую задачу проведения исследований с целью получения малых модульных производств для временного размещения на месторождениях, в т. ч. с возможностью утилизации ПНГ и ШФЛУ.

ПРИМЕРЫ: По оценке ООО НПО «Синтез» капитальные затраты на завод GTL-FT производительностью 500 тысяч тонн жидкого топлива в год с потреблением 1,4 млрд. м3 природного газа в год при размещении в Якутии составит $650 млн. ($1300 на тонну годовой производительности). Согласно рекламным материалам российского разработчика строительство установки, использующей традиционные технологии (паровая конверсия, получение 82% метанола-сырца) с годовой мощностью 12,5 тыс. тонн метанола и утилизацией 12 млн. м3 газа требует капитальных затрат $12 млн. ($960 на тонну годовой производительности). Установка «Энергосинтоп10000» примерно такой же производительности (12 тыс. тонн 96% технического метанола) обойдется в $10 млн. ($830 на тонну годовой производительности). А благодаря низким эксплутационных расходов себестоимость метанола окажется на 17-20% ниже.

Разработчики и изготовители предлагают как крупнотоннажные установки получения сжиженного природного газа производительностью 10-40 т/час с высоким (более 90%) коэффициентом ожижения перерабатываемого газа, так и установки малой производительности до 1 т/час. Способ сжижения – использование замкнутого однопоточного холодильного цикла на смеси углеводородов с азотом.

Для установок малой производительности по сжиженному природному газу возможны следующие способы сжижения:

• применение однопоточного холодильного цикла при переработке малых расходов исходного газа (коэффициент ожижения 0,95)

Последний рекомендуется к применению на газораспределительных станциях, где узел редуцирования заменяется установкой получения сжиженного природного газа с расширением газа в детандере и частичным его ожижением. Этот способ практически не требует затрат энергии. Производительность установки зависит от расхода поступающего на газораспределительные станции газа и диапазона перепада давлений на входе и выходе станции. Получение сжиженного газа (метана) из ПНГ требует его предварительной подготовки. Условия перспективности криогенной переработки ПНГ (по данным «ЛенНИИхиммаш»):

• Наиболее рентабельны установки при производительности От 500 млн. нм3/год до 3,0 млрд. нм3/год по перерабатываемому газу.

• Располагаемое давление исходного газа для переработки не менее 3,5 МПа. При давлении ниже установка должна быть укомплектована блоком предварительного дожатия газа, что увеличивает капитальные и энергетические затраты.

• Низкое содержание сернистых соединений (не более 60 мг/куб. м) и двуокиси углерода (не более 3%), не требующее очистки от них исходного газа.

• При содержании в газе этана более 3,5% об. и наличия его потребителей целесообразно получение в качестве товарного продукта этановой фракции. Это значительно снижает удельные эксплуатационные затраты.

1 Например, в ценах 2000 г.: себестоимость добычи ПНГ была 200-250 руб./тыс. м3, транспортировка могла добавить еще до 400 руб./тыс. м3 при рекомендованной Минэкономразвития и Минфином цене 150 руб./тыс. м3. Сегодня эту цену регулируют ФЭКи и в среднем это $10/тыс. м3.

2 Например, в РФ ежегодно производится 8 млн. т СУГ на сумму около $1 млрд. СУГ используется как сырье для предприятий нефтехимической промышленности (50-52% газа), в бытовых целях, на транспорте и в промышленности (28-30%). 18-20% газа идет на экспорт. Вследствие невысокого уровня газификации страны для личных нужд СУГ потребляют около 50 млн. человек, в то время как природный газ – 78 млн. человек.

3 3 июня 1989 года около дер. Улу-Теляк произошел разрыв трубы диаметром 700 мм продуктопровода широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) Западная Сибирь – Урал-Поволжье с последующим взрывом углеводородно-воздушной смеси, эквивалентным взрыву 300 тонн тротила. Возникший при этом пожар охватил территорию около 250 га, с находящимися на ней двумя пассажирскими поездами (Новосибирск-Адлер, 20 вагонов и Адлер-Новосибирск, 18 вагонов), в которых следовало 1284 пассажира (в т. ч. 383 – дети) и 86 членов поездных и локомотивных бригад. Взрывом были разрушены 37 вагонов и 2 электровоза, из которых 7 вагонов сгорели полностью, 26 – выгорели изнутри, Ударной волной было оторвано и сброшено с путей 11 вагонов. На месте аварии было обнаружено 258 трупов, 806 человек получили ожоги и травмы различной степени тяжести, из них 317 умерло в больницах. Всего погибло 575 человек, травмировано – 623.

4 Известно, что закачивать газ в залежи вязких нефтей с целью вытеснения и поддержания давления не очень эффективно, так как вследствие языкообразования происходит преждевременный прорыв газа к эксплуатационным скважинам.

5 Удовлетворительные технико-экономические показатели сайклинг-процесса достигаются только на ГКМ с начальным содержанием конденсата в газе не ниже 250—300 г/м3.

6 Среди проблем, связанных с закачкой газа, эксперты отмечают отсутствие в России подобного опыта, а как следствие – сложность согласования проектов. Единственный пример практически реализованного в странах СНГ сайклинг-процесса – Новотроицкое ГКМ (Украина).

7 По материалам круглого стола "Современные технологии и практика по сокращению объемов сжигания попутного нефтяного газа", 2005 г. Данных о реализации проекта пока нет.

8 Данные по тарифам, капвложениям, окупаемости и т. п. согласно «Инвестиционному замыслу строительства ЭСН на Западно-Таркосалинском ГП ООО «Ноябрьскгаздобыча» с использованием газа выветривания в качестве топлива». ТюменьНИИГипрогаз, ОАО «Газпром», 2005.

Http://www. newchemistry. ru/letter. php? n_id=1724

Попутный нефтяной газ, или ПНГ — это газ, растворенный в нефти. Добывается попутный нефтяной газ при добыче нефти, то есть он, по сути, является сопутствующим продуктом. Но и сам по себе ПНГ — это ценное сырье для дальнейшей переработки.

Попутный нефтяной газ состоит из легких углеводородов. Это, прежде всего, метан — главный компонент природного газа — а также более тяжелые компоненты: этан, пропан, бутан и другие.

Все эти компоненты различаются количеством атомов углерода в молекуле. Так, в составе молекулы метана один атом углерода, у этана их два, у пропана — три, у бутана — четыре и т. д.

По данным Всемирного фонда дикой природы (WWF), в нефтедобывающих регионах ежегодно выбрасывается в атмосферу до 400 000 тонн твердых загрязняющих веществ, значительную долю которых занимают продукты сжигания ПНГ.

Попутный нефтяной газ нужно отделять от нефти для того, чтобы она соответствовала требуемым стандартам. Долгое время ПНГ оставался для нефтяных компаний побочным продуктом, поэтому и проблему его утилизации решали достаточно просто — сжигали.

Еще некоторое время назад, пролетая на самолете над Западной Сибирью, можно было увидеть множество горящих факелов: это горел попутный нефтяной газ.

В России в результате сжигания газа в факелах ежегодно образуется почти 100 млн тонн CO2.

Опасность представляют также выбросы сажи: по мнению экологов, мельчайшие сажевые частички могут переноситься на большие расстояния и осаждаться на поверхности снега или льда.

Даже практически невидимое глазу загрязнение снега и льда заметно снижает их альбедо, то есть отражательную способность. В результате снег и приземный слой воздуха нагреваются, и наша планета отражает меньшее количество солнечной радиации.

В последнее время ситуация с утилизацией ПНГ стала меняться. Нефтяные компании все больше внимания уделяют проблеме рационального использования попутного газа. Активизации этого процесса способствует принятое Правительством Российской Федерации постановление № 7 от 8 января 2009 года, в котором заложено требование по доведению уровня утилизации попутного газа до 95%. В случае если этого не произойдет, нефтяным компаниям грозят высокие штрафы.

В ОАО «Газпром» подготовлена Среднесрочная инвестиционная программа повышения эффективности использования ПНГ на 2011–2013 гг. Уровень использования ПНГ по Группе «Газпром» (с учетом ОАО «Газпром нефть») в 2012 г. в среднем составил около 70%, (в 2011 году — 68,4%, в 2010 году — 64%), при этом с IV квартала 2012 года на месторождениях ОАО «Газпром» уровень полезного использования ПНГ составляет 95%, а ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «Газпром переработка» и ООО «Газпром нефть Оренбург» уже используют 100% ПНГ.

Существует большое количество способов полезной утилизации ПНГ, однако на практике используется только несколько.

Основным способом утилизации ПНГ является его разделение на компоненты, из которых большую часть составляет сухой отбензиненный газ (по сути, тот же природный газ, то есть в основном метан, который может содержать некоторое количество этана). Вторая группа компонентов носит название широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Она представляет собой смесь веществ с двумя и более атомами углерода (фракция C2+). Именно эта смесь является сырьем для нефтехимии.

Процессы разделения попутного нефтяного газа происходят на установках низкотемпературной конденсации (НТК) и низкотемпературной абсорбции (НТА). После разделения сухой отбензиненный газ может транспортироваться по обычному газопроводу, а ШФЛУ — поставляться на дальнейшую переработку для производства нефтехимических продуктов.

По данным Министерства природных ресурсов и экологии, в 2010 году крупнейшие нефтяные компании использовали 74,5% всего добытого газа, а сожгли на факелах 23,4%.

Заводы по переработке газа, нефти и газового конденсата в нефтехимические продукты являются высокотехнологичными комплексами, сочетающими в себе химические производства с производствами нефтепереработки. Переработка углеводородного сырья осуществляется на мощностях дочерних обществ «Газпрома»: на Астраханском, Оренбургском, Сосногорском газоперерабатывающих заводах, Оренбургском гелиевом заводе, Сургутском заводе по стабилизации конденсата и Уренгойском заводе по подготовке конденсата к транспорту.

Также можно использовать попутный нефтяной газ на энергетических установках для выработки электроэнергии — это позволяет нефтяным компаниям решить проблему энергоснабжения промыслов, не прибегая к покупке электроэнергии.

Кроме того, ПНГ нагнетают обратно в пласт, что позволяет повышать уровень извлечения нефти из пласта. Этот способ называется сайклинг-процесс.

Полезные ископаемые, благодаря которым стало возможно бурное развитие современного человечества, образовались в меловом периоде мезозойской эры. Он начался 145–146 млн лет назад, а закончился 65 млн лет назад.

Гелий — инертный газ без цвета, вкуса и запаха. Благодаря своим уникальным свойствам это вещество широко используется в различных областях науки и техники.

Http://www. gazprominfo. ru/articles/associated-gas/

The recovery and utilization of associated petroleum gas as the direction of comprehensive exploitation of mineral resources: the role of the state and business, technology and ecological limits

L. EDER, I. PROVORNAYA, I. FILIMONOVA, Institute of petroleum geology and geophysics SB RAS, Novosibirsk state university

Рассмотрена структура сырьевой базы и добычи попутного нефтяного газа в России. Проведен анализ региональной и организационной структуры добычи попутного нефтяного газа, рассмотрены вопросы его утилизации. Исследованы и обобщены основные перспективные направления и условия повышения уровня эффективности использования попутного нефтяного газа в России. Особое внимание уделено оценке роли государства и бизнеса в расширении квалифицированного использования попутного нефтяного газа в России с учетом экологических аспектов и необходимости развития передовых технологий.

The structure of the resource base and the production of associated petroleum gas in Russia are considered. The analysis of the regional and organizational structure of the produced associated petroleum gas, the issues of disposal are held. Researched and summarized the main directions and conditions of increase of level of efficiency of associated petroleum gas in Russia. Special attention is paid to the assessment of the role of the state and business in the extension of the qualified use of associated petroleum gas in Russia, taking into account environmental aspects and the need for the development of advanced technologies.

Уровень утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) во многом определяет степень эффективности развития всего нефтегазового комплекса страны [1]. Показатель отражает позицию государства и бизнеса относительно возможности и целесообразности комплексного освоения недр (КОН) и квалифицированного использования добываемого минерального сырья [2]. Кроме того, уровень утилизации ПНГ показывает степень заинтересованности государства и бизнеса в экологии и природоохранной деятельности, поскольку сжигание ПНГ в факелах приводит к значительному выбросу углекислого газа в атмосферу [3]. Квалифицированная утилизация ПНГ всегда связана с дополнительными капитальными вложениями, что часто снижает инвестиционную привлекательность проектов освоения запасов и ресурсов нефти [4], поэтому одной из главных задач государства в области регулирования процесса утилизации ПНГ – является создание организационных, административных, налоговых и финансово-экономических стимулов для эффективного развития бизнеса. В этой связи деятельность по добыче и использованию ПНГ в России есть одна из актуальных и приоритетных задач устойчивого развития нефтегазового комплекса России [5].

Добыча попутного нефтяного газа в России в 2015 г. составила 78,2 млрд м 3 . В структуре добычи попутного нефтяного газа более 60 % приходится на растворенный в нефти газ, остальная часть – газ газовых шапок.

В организационной структуре добычи попутного нефтяного газа в России в 2015 г. на долю крупных вертикально-интегрированных компаний (ВИНК) приходится около 80 %, крупнейшие из них – «Роснефть», «Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ и «Газпром нефть». Остальные 20 % объема добычи ПНГ обеспечили независимые производители, а также операторы СРП.

Последние годы темп роста добычи ПНГ в России превышает темп роста добычи нефти, что связано с увеличением газового фактора на зрелых нефтяных месторождениях в традиционных центрах добычи и высоким уровнем газового фактора на новых месторождениях, прежде всего в Восточной Сибири [6]. За последние 5 лет добыча ПНГ в России возросла более чем на 20 %. Наращивание добычи ПНГ происходило за счет ввода в разработку новых проектов нефтедобычи на востоке России, а также на севере Западной Сибири крупными вертикально-интегрированными компаниями, прежде всего государственными («Роснефть» и «Газпром нефть»).

Западная Сибирь – крупнейший регион по добыче нефти и попутного нефтяного газа в России, прежде всего Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО). Однако последние годы наблюдается тенденция снижения доли этого региона в добыче ПНГ в общероссийском показателе, что связано с сокращением объема добычи нефти на крупнейших и уникальных базовых месторождениях ХМАО [7]. Вместе с тем быстрыми темпами происходит наращивание добычи ПНГ на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока.

В 2013 г. вступление в силу Постановления Правительства РФ «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» позволило переломить негативную тенденцию со сжиганием ПНГ в России, и темп роста утилизации попутного нефтяного газа стал опережать темп роста его сжигания. За последние 5 лет уровень утилизации ПНГ в России возрос на 10 % – до 86,8 % в 2015 г., в том числе за последний год показатель вырос почти на 4 %.

Высоких показателей утилизации ПНГ удалось достичь в Западной Сибири, а в последнее время и на востоке России, прежде всего за счет эффективного использования попутного газа на Ванкорском месторождении в Красноярском крае. Большая работа еще предстоит в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, а также в ряде регионов Волго-Уральской провинции.

Быстрыми темпами степень утилизации ПНГ растет у крупных ВИНК, которые широкомасштабно реализуют программы повышения эффективности его использования. Ряд компаний («Сургутнефтегаз» и «Татнефть») уже достигли или превзошли необходимый уровень утилизации ПНГ в 95 %, другие (ЛУКОЙЛ) близки к этому показателю. Низкий показатель уровня утилизации ПНГ фиксируется у государственных компаний «Роснефть» и «Газпром нефть», где рост добычи не успевает за ростом утилизации ПНГ.

В последние годы крупные нефтяные компании активизировали политику в области квалифицированной утилизации ПНГ, закладывают в инвестиционные программы значительные средства на развитие и привлечение технологий по переработке попутного нефтяного газа [8]. Однако несмотря на ухудшение макроэкономической ситуации в стране и связанное с этим откладывание компаниями реализации ряда инвестиционных проектов, в том числе по утилизации ПНГ, задача государства – довести до логического завершения стратегию, направленную на полную утилизацию ПНГ [9].

Одним из главных аспектов повышения уровня утилизации ПНГ в России является развитие технологий, позволяющих эффективно использовать попутный нефтяной газ с учетом особенностей месторождений – объема добываемого сырья, удаленности от существующей транспортной и общехозяйственной инфраструктуры, а также ряда других факторов [10].

Проведем анализ и выявим устойчивые тенденции в области государственного регулирования сектора добычи и утилизации попутного нефтяного газа в России как главного механизма обеспечения комплексного освоения недр.

Попутный нефтяной газ – это природный углеводородный газ, растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений. Особенностью оценки сырьевой базы ПНГ является то, что весь объем запасов растворенного газа, учитываемого Государственным балансом России, относится к категории попутного нефтяного газа. Только часть газа газовых шапок можно классифицировать как ПНГ (что содержится в преимущественно нефтяных месторождениях), а основная часть газа газовых шапок (газовых месторождений) относится к категории свободного газа.

Попутный нефтяной газ представляет собой смесь газо – и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из пластовой нефти при ее разгазировании. Основными компонентами попутных нефтяных газов являются углеводороды от метана до гексана, включая изомеры C4–C6. Неуглеводородные компоненты попутных нефтяных газов могут быть представлены азотом, углекислым газом, гелием, аргоном, а также сероводородом, количество которого достигает иногда нескольких процентов, в ряде случаев встречается водород.

Основная часть попутного нефтяного газа в России добывается в виде растворенного в нефти газа, запасы которого оцениваются по категории АВС1С2 чуть менее 3 трлн м 3 (табл. 1).

Поскольку попутный нефтяной газ добывается в основном из газа, растворенного в нефти, то прослеживается прямая связь между запасами нефти и ПНГ. В соответствии со структурой запасов нефти основная часть запасов растворенного газа находится в Уральском федеральном округе (более 60 %, или 1,7 трлн м 3 ) на территории ХМАО и ЯНАО. Значительные запасы попутного газа локализованы также в Сибирском федеральном округе – 417,5 млрд м 3 (14,4 %), прежде всего в Красноярском крае и Иркутской области. На Приволжский и Северо-Западный федеральные округа – крупнейшие центры добычи нефти и попутного нефтяного газа приходится 216,0 млрд м 3 (7,4 %) и 129,4 млрд м 3 (4,5 %) соответственно. На континентальном шельфе России запасы попутного газа составляют 161,7 млрд м 3 и сосредоточены, в основном, на шельфе Охотского моря.

Запасы попутного нефтяного газа, сосредоточенные в газовых шапках месторождений, значительно превышают объем запасов растворенного в нефти газа, и основная их часть находится в ЯНАО, а также в Красноярском крае в рамках Ванкорской и Юрубчено-Тохомской нефтегазовых зон, в Республике Саха (Якутия) и на шельфе дальневосточных морей.

Добыча попутного нефтяного газа в России в 2015 г. составила 78,2 млрд м 3 , в том числе 67,8 млрд м 3 , или 86,7 %, было добыто и использовано, а 10,4 млрд м 3 , или 13,3 %, – учтено как газ, сожженный в факелах (табл. 2).

В структуре добычи попутного нефтяного газа 61,5 % (42,2 млрд м 3 ) приходится на растворенный газ, а остальная часть 38,5 % (26,4 млрд м 3 ) – газ газовых шапок. В ЯНАО только около 5 % (2,8 млрд м 3 из 52,0 млрд м 3 ) добычи природного газа из газовых шапок относится к ПНГ.

Добычу ПНГ в России, так же как и нефти, ведут вертикально-интегрированные компании (ВИНК), независимые производители и операторы соглашения о разделе продукции (СРП). В соответствии со структурой добычи нефти основная часть всего его добывается крупными вертикально-интегрированными компаниями – 61,4 млрд м 3 , или 78,1 %. На первые четыре крупнейшие нефтегазовые компании («Роснефть», «Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ и «Газпром нефть») приходится более 70 % (57,7 млрд м 3 ) всей добычи попутного газа в России, на независимых производителей – 18,8 % (14,8 млрд м 3 ), на операторов СРП – 3,1 % (2,4 млрд м 3 ).

Добыча попутного нефтяного газа в России за последние 5 лет возросла более чем на 20 % (с 65,2 млрд м 3 в 2010 г. до 78,6 млрд м 3 в 2015 г.), при этом в 2015 г. прирост добычи ПНГ составил 8,4 %. Основной прирост добычи ПНГ произошел у крупных государственных ВИНК – у «Роснефти» почти в три раза и у «Газпром нефти» почти в два раза, что связано с вводом в разработку в этот период крупных добывающих проектов компаний на востоке страны и севере Западной Сибири. Стимулирование добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) стало возможно благодаря запуску в 2008 г. магистральной трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан». Почти не изменилась добыча попутного нефтяного газа у операторов СРП и у независимых производителей.

Добыча попутного нефтяного газа в России, в основном, осуществляется в Западной Сибири в пределах Уральского федерального округа, где в 2015 г. было добыто 43,3 млрд м 3 , или 55 % всей добычи ПНГ в России (табл. 3). В то же время крупнейшим субъектом РФ по добыче ПНГ в России является ХМАО – 33,6 млрд м 3 (42,9 % добычи ПНГ в России). Отличительной особенностью добычи ПНГ в ХМАО является то, что практически весь извлекаемый из недр газ – попутный нефтяной. В связи с падением добычи нефти в ХМАО в последние годы наблюдается некоторое снижение добычи ПНГ и доли региона в общероссийской добыче. В то же время происходит наращивание добычи ПНГ в Ямало-Ненецком автономном округе, что связано с развитием новых крупных центров нефтедобычи в этом регионе на базе Русского, Новопортовского месторождений, группы Мессояхских месторождений и ряда других.

На европейскую часть России (Северо-Западный, Приволжский, Южный и Северо-Кавказский федеральные округа) приходится около 18,9 % (14,8 млрд м 3 ) всего добываемого в России попутного нефтяного газа. Крупнейшими по добыче ПНГ субъектами РФ в этих регионах являются Оренбургская область (3,4 млрд м 3 ), Краснодарский край (3,0 млрд м 3 ), Республика Коми (1,7 млрд м 3 ), Пермский край (1,5 млрд м 3 ) и Ненецкий АО (1,3 млрд м 3 ).

В Сибирском федеральном округе добыча ПНГ составляет 14,5 млрд м 3 , или 18,5 % от добычи ПНГ в России. Основной прирост добычи ПНГ на востоке страны связан с Иркутской областью и Красноярским краем, где интенсивно осваиваются Верхнечонское месторождение и месторождения Ванкорско-Сузунской зоны. На Дальнем Востоке добыча ПНГ составляет 1,6 млрд м 3 (2,0 % от общероссийского показателя) и выделяется два основных центра добычи – Республика Саха (Якутия) и о. Сахалин. В Республике Саха (Якутия) компания «Сургутнефтегаз» эксплуатирует одно из крупнейших нефтяных месторождений на востоке страны – Талаканское. В Сахалинской области (Охотоморской нефтегазоносной провинции) добыча попутного нефтяного газа ведется на континентальном шельфе в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», а также на сухопутных месторождениях о-ва Сахалин дочерним предприятием «Роснефти» – «Роснефть–Сахалинморнефтегазом».

Основными направлениями использования попутного нефтяного газа являются эффективная утилизация (переработка, использование для собственных нужд, производство электроэнергии) или сжигание в факелах и потери. По уровню эффективной утилизации ПНГ можно судить об эффективности работы нефтегазового комплекса страны в целом.

Как правило, экономически развитые страны (США, Канада, Норвегия) имеют высокий коэффициент утилизации ПНГ – 99 – 100 %, в то время как в России и ряде стран Ближнего Востока и Африки – высокий уровень сжигания ПНГ в факелах.

Ориентир на повышение степени утилизации ПНГ был заложен во всех стратегических документах, определяющих траекторию развития нефтегазового комплекса России, начиная со второй половины 1990-х гг., включая все издания Энергетической стратегии России. Однако объем сжигаемого попутного газа не сокращался. Негативную тенденцию удалось преодолеть в 2013 г., когда вступило в силу Постановление Правительства РФ «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа». Документом предусматривается двухэтапное повышение размера платы за сверхнормативные (свыше 5 % от добычи) выбросы вредных веществ путем применения повышающих коэффициентов: в 2013 г. – в 12 раз, а начиная с 2014 г. – в 25 раз. Если приборы учета отсутствуют, коэффициент составит 120 вне зависимости от объемов сжигания. До конца 2012 г. действовала система штрафов, в которой коэффициент с приборами учета составлял 4,5, без них — 6.

В результате введенного налога за последние 5 лет уровень утилизации ПНГ в России возрос на 10 %: с 76,4 % в 2010 г. до 86,8% в 2015 г., в том числе за последний год – почти на 4 % (рис. 1).

В организационной структуре средний по России показатель утилизации ПНГ превысили вертикально-интегрированные нефтегазовые компании (88 %), которые в последние годы активно проводят политику по повышению уровня эффективного использования ПНГ. По состоянию на начало 2016 г. предписываемый уровень эффективной утилизации попутного нефтяного газа 95 % в России достигли «Татнефть» (100 %) и приблизились «Сургутнефтегаз» (99 %) и ЛУКОЙЛ (92 %). Несмотря на предпринимаемые меры у государственных компаний «Роснефти» и «Газпром нефти» уровень утилизации ПНГ достаточно низкий, поскольку осуществляется ввод новых нефтедобывающих проектов и происходит рост добычи ПНГ, а формирование мощностей по утилизации ПНГ компании откладывают, как правило, на более поздние сроки. Высокий уровень утилизации ПНГ наблюдается в проектах СРП «Сахалин-1» (операторы – ExxonMobil, «Роснефть», ONGC и SODECO), а также «Сахалин-2» (операторы – Газпром, Shell, Mitsui и Mitsubishi), которые, в основном, осуществляют обратную закачку газа в пласт для поддержания пластового давления при добыче нефти. Очень низкий показатель эффективного использования ПНГ фиксируется у независимых производителей нефти. Как правило, это малые компании, которые, в отличие от ВИНК, не обладают значительными инвестиционными ресурсами для строительства транспортной и перерабатывающей инфраструктуры по утилизации ПНГ до необходимого уровня. Поэтому поддержка независимых производителей – это вопрос, который должен решаться, в том числе, и на государственном уровне.

К нормативному показателю утилизации ПНГ удалось приблизиться регионам Западной Сибири, прежде всего ХМАО – 95 %. Достаточно высокий показатель имеет шельф Охотского моря, где сконцентрированы проекты СРП. В Красноярском крае уровень утилизации ПНГ в последние годы достиг почти 100 % за счет того, что «Роснефть» построила и запустила газопровод до Хальмерпаютинского месторождения компании ЛУКОЙЛ в ЯНАО, что позволило обеспечить транспорт газа с Ванкорской группы месторождений в газотранспортную систему Газпрома. Остальным регионам России еще предстоит значительная работа по повышению уровня утилизации ПНГ. Вызывает серьезные опасения все еще достаточно низкий уровень эффективного использования попутного газа в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и в ряде регионов Восточной Сибири и Волго-Урала.

Объем инвестиций крупнейших нефтегазовых компаний России в проекты по эффективному использованию и утилизации ПНГ с 2011 по 2015 гг. превысил 320 млрд руб. Стимулом к увеличению капитальных вложений в проекты по переработке и утилизации ПНГ стало повышение ставок платежей за сжигание ПНГ. По данным Минэнерго, выплаты за выбросы при сжигании попутного нефтяного газа в 2013 г. составили 3,8 млрд руб., в 2014 г. – 1,8 млрд руб., в 2015 г. – 2 млрд руб. Основные направления квалифицированного использования попутного нефтяного газа представлены на рис. 2:

• переработка на ГПЗ – процесс переработки включает выделение гомологов метана и производство на их базе нефтехимической продукции, а выделенный сухой отбензиненный газ поставляется далее в энергетику; кроме того, из отбензиненного газа могут быть получены сжиженный природный газ (СПГ) и жидкое топливо;

• энергетика – сжигание в энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии, в том числе для собственных нужд. С целью утилизации ПНГ в последние годы компании реализуют крупные инвестиционные программы по рациональному использованию попутного газа.

Компанией «Роснефть» за последние годы из наиболее крупных проектов было осуществлено введение системы подготовки и закачки газа в пласт, системы внешнего транспорта газа на Ванкорском месторождении и дожимной компрессорной станции в Красноярском крае, системы сбора ПНГ на Харампурской группе месторождений в ЯНАО, компрессорных станций и установки подготовки газа Приобского месторождения в ХМАО; введение в эксплуатацию объектов собственной энергогенерации на ряде месторождений.

Компанией ЛУКОЙЛ за последние годы было введено в эксплуатацию более 100 объектов утилизации ПНГ, в том числе построено 18 компрессорных станций, более 700 км газопроводов, 3 компрессорные станции для закачки газа в пласт, 9 газотурбинных электростанций и 4 мультифазные насосные станции. Закончено строительство газотурбинных электростанций на месторождении Крутовское (Республика Коми), Тавдинском и Токаревском (Пермский край), газокомпрессорные станции – на месторождениях Северо-Кожвинском, Западно-Тэбукском в Республике Коми. Введена компрессорная станция по закачке газа в пласт на Средне-Хулымском месторождении в ЯНАО. Построено 104 км газопроводов в Республике Коми и Пермском крае.

Компанией «Газпром нефть» реализуется масштабная программа по повышению уровня полезного использования попутного нефтяного газа. Так, уровень утилизации попутного нефтяного газа на крупнейшем дочернем нефтедобывающем предприятии «Газпромнефть–Ноябрьскнефтегазе» превысил 95 %. Этот показатель достигнут благодаря вводу в промышленную эксплуатацию дожимной газовой компрессорной станции производительностью 200 млн м в год на Новогоднем месторождении в ЯНАО. Здесь также проложено более 10 км газопроводов высокого давления и модернизированы две поршневые компрессорные установки в составе комплекса.

Переработку ПНГ можно считать наиболее квалифицированным использованием попутного газа. Это связано с тем, что при переработке на большинстве российских заводов происходит разделение ПНГ на легкие и тяжелые фракции. Легкие фракции (отбензиненный газ) подаются в распределительные сети и магистральные газопроводы. Тяжелые фракции (ШФЛУ), которые являются ценнейшим сырьем для нефтегазохимии и создания продуктов с высокой добавленной стоимостью, поставляются на ГПЗ, НХК, где имеются газофракционные установки, для выделения по отдельности бутана, пропана, пентана, гексана для дальнейшей их переработки.

Крупнейшей компанией по переработке попутного газа в России является «Сибирско-Уральская нефтегазохимическая компания», в структуру которой входят «Юграгазпереработка» и «СИБУР Тюмень Газ». Компания «СИБУР» перерабатывает около 21,2 млрд м 3 попутного газа, что составляет 60,5 % от общего объема переработки попутного газа в России (табл. 4). За счет постоянного расширения и модернизации газоперерабатывающих и нефтехимических мощностей компания «СИБУР» увеличила объем переработки ПНГ с 2002 г. более чем в 2,5 раза.

За последние годы кроме расширения существующих перерабатывающих мощностей было реализовано ряд крупных проектов. В 2012 г. компания «СИБУР» ввела в эксплуатацию в ЯНАО Вынгапуровский ГПЗ с объемом переработки ПНГ 2,8 млрд м 3 в год, а в 2016 г. было произведено расширение мощностей до 4,2 млрд м 3 со степенью извлечения целевых углеводородных фракций 99 %.

Другим крупным проектом «СИБУРа» стало введение в строй в 2015 г. совместно с «Газпром нефтью» Южно-Приобского ГПЗ. Мощность переработки ГПЗ – 900 млн м 3 попутного нефтяного газа в год. Коэффициент извлечения целевых компонентов на ГПЗ – 95 %, что соответствует современным мировым требованиям. Крупной компанией по переработке попутного газа является компания «Сургутнефтегаз», на долю которой в 2015 г. приходилось около 17,5 % от общего объема переработки попутного газа в России.

В состав «Сургутнефтегаз» входит «Сургутское управление по переработке газа (УПГ)», которое перерабатывает попутный газ Быстринского, Западно-Сургутского, Лянторского, Соколинского и других месторождений. Объем переработки ПНГ Сургутским УПГ составляет около 6,2 млрд м 3 попутного газа.

Остальной объем переработки попутного газа приходится на компании – «Роснефть» (8,9%), ЛУКОЙЛ (6,8%), «Газпром нефть» (3,4%), «Татнефть» (2,3%) и «Башнефть» (0,3%).

Перспективы и условия повышения уровня эффективного использовании ПНГ в России

Роль государства и бизнеса. Позитивного тренда в квалифицированной утилизации попутного нефтяного газа удалось достичь благодаря применению механизмов государственного регулирования, прежде всего административного и налогового, которые через систему штрафов и налоговых льгот стимулировали рост инвестиций в утилизацию и переработку ПНГ. В связи с ухудшением ценовой конъюнктуры на мировых энергетических рынках нефтегазовые компании начали сокращать инвестиции в освоение месторождений, в то время как ряд добывающих проектов находились в активной фазе реализации. Поэтому в феврале 2015 г. руководители пяти нефтяных компаний («Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ, «Татнефть», «Башнефть», «Газпром нефть») обратились к Президенту РФ с просьбой смягчить условия работы, в том числе снизить коэффициент расчета штрафов за сверхнормативное сжигание ПНГ до завершения периода кризиса. Однако положительного решения на этот запрос со стороны государства не последовало. Профильные министерства и ведомства достаточно жестко придерживаются стратегии, направленной на достижение 95 % уровня утилизации ПНГ. В сочетании с инвестиционными программами нефтяных компаний такие меры государственного регулирования позволят обеспечить коэффициент утилизации ПНГ на уровне 95 % у большинства ВИНК уже в 2017 – 2018 гг.

Сложная ситуация с повышением уровня утилизации ПНГ складывается у малых независимых нефтедобывающих компаний (МННК), в качестве негативных факторов выступают отсутствие специализированной транспортной инфраструктуры и равноправного доступа к ней, а также низкие стимулы экономического характера. Одним из механизмов государственной поддержки МННК в направлении повышения уровня утилизации ПНГ должно стать развитие государственно-частного партнерства наряду с рядом стимулирующих мер налогового и кредитно-денежного регулирования. Эффективное государственно-частное партнерство подразумевает в первую очередь софинансирование строительства производственной и транспортной инфраструктуры, а также обеспечение государственных гарантий при получении кредитов на развитие инновационных технологий. Государственно-частное партнерство может частично решить проблему нехватки инфраструктуры для транспортировки попутного нефтяного газа к местам его переработки.

Экологический аспект. Для большинства нефтяных компаний бизнес, связанный с утилизацией ПНГ, является убыточным и в целом воспринимается как социальный и экологический проект. Сжигание ПНГ наносит экологический ущерб в районах нефтедобычи, происходит эмиссия парниковых газов – оксидов углерода, азота и серы, а также сажи. Объем выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух от стационарных источников в России в 2015 г. составил около 17 млн т, в том числе на долю добычи полезных ископаемых приходится треть объемов – 5 млн т. Ежегодно в результате сжигания ПНГ в атмосферу выбрасывается 400 тыс. т вредных веществ. В среднем в России на 1 т добытой нефти приходится около 8 кг вредных атмосферных выбросов, которые сосредоточены преимущественно в регионах с высоким уровнем добычи углеводородов.

К началу 2020 г. истекает срок действия второго периода обязательств по Киотскому протоколу, в связи с этим в апреле 2016 г. подписано новое Соглашение по климату (Парижское соглашение). Целью соглашения является замедление глобального потепления, сокращение выбросов парниковых газов и использования угля, нефти и природного газа. В Соглашении прописаны основные нормативы по уровню полезного использования ПНГ. Это значит, что каждый регион (страны) должен разработать комплекс мер, позволяющих значительно сократить выбросы парниковых газов.

В связи с принятием Парижского соглашения и внедрением идей данного документа сейчас разрабатываются новые и корректируются существующие законодательные и регламентирующие нормы на федеральном и региональном уровнях [11]. В частности, Постановление Правительства РФ от 08.11.2012 № 1148 «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа», которое создало стимулы к росту инвестиций в утилизацию ПНГ [12].

Квалифицированное использование ПНГ и развитие технологий. Среди различных направлений использования ПНГ (ресайклинг, энергетика, собственные нужды и др.) наиболее квалифицированным направлением использования является переработка попутного нефтяного газа с выделением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и метана, который в дальнейшем может поступать в газопроводную систему. Это связано с тем, что ШФЛУ позволяет производить широкую линейку продуктов переработки газа вплоть до пластиковых стаканчиков, резинотехнических изделий и продукции космической отрасли. Крупнотоннажная нефтехимия является достаточно прибыльным видом бизнеса, хорошим примером тому – деятельность компании «Сибур». Устойчивой тенденцией является увеличение объема переработки ПНГ в последние годы – расширяются существующие перерабатывающие мощности (Тобольский НХК и др.), а также активно формируются новые мощности по переработке ПНГ (Южно-Приобский ГПЗ, Вынгапуровский ГПЗ). Одной из эффективных государственных мер стимулирования переработки попутного нефтяного газа является закрепление в лицензионном соглашении при освоении участков недр обязательства недропользователей обеспечить утилизацию ПНГ на уровне 95 % по средствам переработки добытого попутного нефтяного газа (например, при освоении Эргинского месторождения в ХМАО).

Для малых и средних по объему запасов углеводородов и территориально разобщенных месторождений строительство отдельных газоперерабатывающих заводов экономически не оправдано и не целесообразно. Поэтому компании активно разрабатывают новые технологические решения. Так, например, в компании «Газпромнефть-Восток» успешно завершили пилотные испытания российской инновационной технологии мягкого парового риформинга для переработки попутного нефтяного газа. Технология рекомендована к внедрению на предприятиях компании, в первую очередь, на малых и удаленных месторождениях, когда другие способы полезного использования ПНГ нецелесообразны или неприменимы. Установка позволяет перерабатывать газ в широкую фракцию легких углеводородов без ее предварительного выделения. Полученный продукт готов к использованию в электрогенерации или может быть направлен в трубопровод для дальнейшей транспортировки потребителям. Значительные успехи в области переработки нефтяного газа делает и компания «Татнефть», что является закономерным результатом, учитывая мощный нефтеперебатывающий и нефтехимический комплекс, сформированный в Республике Татарстан.

Эффективное развитие нефтегазового комплекса России непосредственно связано с решением задачи повышения уровня квалифицированного использования попутного нефтяного газа. Государственная стратегия, направленная на обеспечение 95 % уровня утилизации ПНГ, осуществима при разработке комплексной системы мер стимулирования компаний [12, 13], в первую очередь, в применении новейших технологий и оборудования для переработки ПНГ, а также выполнения требований лицензионных соглашений.

2. Конторович А. Э., Эдер Л. В. Новая парадигма стратегии развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Российской Федерации // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2015. № 5. С. 8 – 17.

3. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух // Интерактивная версия государственного доклада. Государственный доклад «О состоянии и об охране окружающей среды Российской Федерации в 2014 году».

4. Эдер Л. В., Филимонова И. В., Мочалов Р. А. Эффективность бизнес-стратегий российских нефтегазовых компаний // Бурение и нефть. 2015. № 3. С. 3 – 10.

5. Коржубаев А. Г., Ламерт Д. А., Эдер Л. В. Проблемы и перспективы эффективного использования попутного нефтяного газа в России // Бурение и нефть. 2012. № 4. С. 4 – 7.

6. Эдер Л. В., Филимонова И. В., Моисеев С. А. Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: тенденции, проблемы, современное состояние // Бурение и нефть. 2015. №12.

7. Конторович А. Э., Эдер Л. В., Филимонова И. В., Мишенин М. В. Роль уникальных и крупных месторождений в нефтяной промышленности России: ретроспектива, современное состояние, прогноз // Энергетическая политика. 2016. Вып. 2. С. 34 – 43.

8. Эдер Л. В., Филимонова И. В., Немов В. Ю., Проворная И. В. Газовая промышленность России: современное состояние и долгосрочные тенденции развития // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2014. № 4. С. 36 – 46.

9. Шейкин А. Г., Жарова Т. Ю. Анализ проблем и возможных управленческих решений при реализации проектов по утилизации попутного нефтяного газа: роль государства и малого бизнеса // Известия Уральского государственного горного университета. 2013. №2. С. 59 – 65.

10. Эдер Л. В., Филимонова И. В., Проворная И. В., Немов В. Ю. Основные проблемы инновационного развития нефтегазовой отрасли в области добычи нефти и газа // Бурение и нефть. 2014. № 4. С. 16 – 22.

11. Текст проекта соглашения // Рамочная конвенция об изменении климата, Париж, 30 ноября – 11 декабря 2015 года.

12. Постановление Правительства РФ от 8 ноября 2012 г. N 1148 «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа».

13. Филимонова И. В., Эдер Л. В. Особенности государственного регулирования эффективности работы нефтегазовой промышленности России // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2014. № 9. С. 15 – 21.

2. Kontorovich A. E., Eder L. V. A new paradigm of strategy of development of resource base of oil industry of the Russian Federation // Mineral resources of Russia. Economy and management. 2015. No. 5. Pp. 8 – 17.

3. Emissions of polluting substances onto atmospheric air // The interactive version of the State report the State report «On condition and protection of the environment of the Russian Federation in 2014».

4. Eder L. V., Filimonova I. V., Mochalov R. A. Russian oil and gas companies, the effectiveness of business strategies // Drilling and oil. 2015. No. 3. Pp. 3 – 10.

5. Korzhubaev A. G., Lamert D. A., Eder L. V. Problems and prospects of effective using of associated gas in Russia // Drilling and oil. 2012. No. 4. Pp. 4 – 7.

6. Eder L. V., Filimonova I. V., Moiseev S. A. Oil and gas complex of Eastern Siberia and the Far East: trends, issues, current status // Drilling and oil. 2015. No. 12.

7. Kontorovich A. E., Eder L. V., Filimonova I. V., Mishenin M. V. The role of unique and large fields in the oil industry of Russia: retrospective, current status, forecasts // Energy policy. 2016. Vol. 2. Pp. 34 – 43.

8. Eder L. V., Filimonova I. V., Nemov V. Ju., Provornaya I. V. Gas industry of Russia: current state and long-term trends of development // Mineral resources of Russia. Economy and management. 2014. No. 4. Pp. 36 – 46.

9. Sheikin A. G., Zharova T. Ju. Analysis of the problems and possible management solutions in the implementation on utilization of associated petroleum gas projects: the role of the state and small businesses // News of the Ural state mining university. 2013. No. 2. Pp. 59 – 65.

10. Eder L. V., Filimonova I. V., Provornaya I. V., Nemov V. Ju. The main problems of innovative development of the oil and gas industry in the field of oil and gas // Drilling and oil. 2014. No. 4. Pp. 16 – 22.

11. The draft agreement text/ Framework convention on climate change, Paris, 30 November 30 – December 11, 2015.

12. The RF Government decree dd. November 08, 2012 No. 1148 «On peculiarities of calculating charges for emissions of pollutants from the combustion in flares and (or) dispersion of associated petroleum gas».

Http://burneft. ru/archive/issues/2016-10/8

Картамышева Е. С., Иванченко Д. С. Попутный нефтяной газ и проблема его утилизации // Молодой ученый. — 2017. — №25. — С. 120-124. — URL https://moluch. ru/archive/159/44871/ (дата обращения: 20.04.2018).

В рамках статьи проведён анализ утилизации одного из основных компонентов газонефтяной жидкости — попутного нефтяного газа. Показано, что сжигание попутного нефтяного газа в факельных установках приводит к негативным процессам воздействия на экосистему, а также к экономическим потерям. В статье отмечено, что в России на законодательном уровне уже предпринимаются попытки обратить внимание нефтедобывающих компаний на возможность использовать меры по решению проблемы полезного использования попутного нефтяного газа, но реализуемые российскими нефтегазовыми компаниями проекты не позволяют значительно снизить экологические и экономические потери.

Ключевые слова:попутный нефтяной газ, утилизация попутного нефтяного газа, нефтяные пласты, загрязнение окружающей среды

Потребности человечества в энергоресурсах ежегодно возрастают. Для удовлетворения запросов развивающейся цивилизации разрабатывается всё больше месторождений и с каждым днём расходуются ресурсы планеты. При нерациональном использовании богатства Земли могут закончится раньше, чем будут найдены и внедрены альтернативные источники энергии. Самый ценный и востребованный ресурс в мире — это нефть, ставшая главным топливом XX века. В процессе её добычи выделяется попутный газ — ценное углеводородное сырьё, которое может применяться как в производстве топлива, так и в нефтехимической отрасли.

Утилизация попутного нефтяного газа является одной из важнейших в нефтяной отрасли. В случае превышения предельно допустимого выброса на границе санитарно-защитной зоны проводится совершенствование факельной системы с целью более полного сжигания, а не меры по его переработке. В этом случае попутный нефтяной газ относится к отходам добычи (как бензин в XIX в., который сливали по ночам в реки), что позволяет отнести платежи за загрязнение в себестоимость продукции, как и расходы на утилизацию пластовых вод. Пластовые воды, как и попутный нефтяной газ, также являются источником ценного сырья для нефтехимии.

К сожалению, в России попутный нефтяной газ до сих пор не нашёл широкого применения по причине отдалённости большинства объектов нефтедобычи от транспортных магистралей и газопроводов [4, с. 19]. Именно поэтому нефтедобывающие предприятия России более 15 % или 20 млрд попутного нефтяного газа ежегодно сжигают на факельных установках. В мировом масштабе на месторождениях и нефтеперерабатывающих предприятиях горят более 17000 факелов, выбрасывая ежегодно в атмосферу около 350 млн т CO2, а также большое количество разнообразных загрязняющих веществ, в том числе очень опасных.

Один факел может сжечь в сутки 900 тыс. м3 газа. Продукты сгорания попутного нефтяного газа такие как окись азота, сернистый ангидрит, окись углерода и несгоревшие углеводороды являются токсичными веществами и негативно влияют на состояние всей экосистемы. Кислые продукты горения попутного нефтяного газа являются причиной кислотных дождей. По статистике, в нефтедобывающих районах люди больше подвержены болезням дыхательных путей, нервной системы и онкологическим заболеваниям. Сжигание попутного нефтяного газа в приарктических регионах приводит к образованию большого количества сажи, оседающей на снежном покрове, увеличивающей поглощение солнечной энергии и ускоряющей таяние арктических льдов. Чтобы предотвратить загрязнение окружающей среды выбросами, образующимися при сжигании попутного нефтяного газа, в соответствии с Постановлением правительства Российской Федерации № 1148 от 08 ноября 2012 года вступили в силу новые принципы расчёта платы за выбросы вредных веществ, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа. А в июне 2017 года Минприроды России разработало уже новые изменения касательно этих принципов [1]. Несмотря на то, что законодатель разрабатывает некоторые меры, направленные на снижение уровня сжигания попутного газа, недропользователи не имеют чёткого понимания процесса реализации программ полезного использования попутного нефтяного газа по каждому месторождению.

Было приложено немало усилий, чтобы решить эту проблему, но уровень использования нефтяного газа ввиду малой рентабельности многих действий по его использованию остаётся низким. В промышленно развитых странах, где текущий уровень использования нефтяного газа превышает 95–98 %, утилизация газа некоторых месторождений также убыточна [2]. Внедрение их осуществляется при поддержке государства, посредством создания специального налогового режима или иных мероприятий, относящихся к категории экологических и энергосберегающих мероприятий. Однако из-за отсутствия единого системного подхода к выбору эффективных технических и экономических методов использования нефтяного газа и эффективных механизмов, способствующих их внедрению, для большинства предприятий, перерабатывающих нефтепродукты, решение этой проблемы даётся очень трудно.

Цель статьи заключается в исследовании проблем утилизации попутного нефтяного газа, а также проектов полезного использования попутного газа, направленных на снижение уровня загрязнения окружающей среды.

147 млрд м3 попутного нефтяного газа, сожжённого в 2015 году, могли бы превратиться в 750 млрд кВт-ч электроэнергии, что превышает её совокупное годовое потребление всеми странами Африканского континента [3]. Для России полное использование попутного нефтяного газа означало бы ежегодное производство 5–6 млн тонн жидких углеводородов, 3–4 млрд м3 этана, 15–20 млрд м3 сухого газа или 60–70 тыс. ГВт-ч электроэнергии [2, с. 4].

В настоящее время использование попутного нефтяного газа производится путём его глубокой переработки в газ, топливо и сырьё для нефтехимической промышленности [4, с. 18]. Газоперерабатывающие заводы покупают попутный нефтяной газ и разделяют его на метан и широкие фракции лёгких углеводородов. После этого метан закачивают в магистральную газопроводную систему, а широкие фракции лёгких углеводородов направляют на производство нефтехимических продуктов [6, c. 3–5].

При неглубокой переработке с помощью мобильных технологических установок попутный нефтяной газ разделятся на метан (сухой отбензиненный газ, СОГ) и пропан-бутановую смесь (топливный газ). Метан закачивается в газотранспортную систему, а топливный газ сжижается и отправляется потребителям в цистернах.

Попутный нефтяной газ используется также для генерации электрической и тепловой энергии. Необходимо отметить, что наличие в попутном нефтяном газе широких фракций углеводорода обуславливает повышенный выброс сажи при таком способе энергогенерации, соответственно, повышаются и уровни экологических рисков.

Небольшие объёмы попутного нефтяного газа могут быть закачаны в газотранспортную систему для последующей продажи потребителям в составе природного газа. Но в силу технологических условий этот метод может применён только при условии, что месторождение нефти находится вблизи к трубопроводу, в котором объём транзита природного газа во много раз превышает объём попутного нефтяного газа, который подлежит закачке в газотранспортную систему.

Вместо сжигания нефти производители нефти могли бы повторно закачивать газ в нефтяное месторождение [6, c. 7]. Однако нефтедобывающие компании часто не в состоянии применять подход повторного закачивания газа в нефтяное месторождение из-за технических, нормативных и экономических барьеров, препятствующих экономически эффективному внедрению таких стратегий использования. Например, количество газа, которое может быть повторно введено в нефтяной пласт или использовано для выработки электроэнергии на месте добычи нефти, намного меньше, чем количество попутного нефтяного газа, образовавшегося на этом нефтяном пласте. До 40 % попутного нефтяного газа как полезного сырья до теряется, поскольку при последующей добыче нефти не весь газ, закачанный обратно в пласт, можно будет извлечь обратно.

Этот метод условно можно охарактеризовать как экологически нейтральный, так как при этом не возникает дополнительных отрицательных воздействий на окружающую среду по сравнению с воздействиями, характерными для обычного процесса нефтедобычи.

Среди способов полезного использования попутного нефтяного газа наиболее эффективным и безопасным является рекуперация тепловой энергии сгорания газа в высокоэффективных циклонных реакторах для подогрева нефти, пластовой воды, производства перегретого пара и электроэнергии. Важно, что нагрев пластовой воды перед её последующей закачкой в пласт существенным образом увеличивает нефтеотдачу скважины и способствует полному извлечению запасов месторождения. Таким образом появляется возможность использовать попутный газ с минимальным влиянием на экосистему и одновременно с этим получать финансовую выгоду за счёт экономии средств на энергию и повышения эффективности производства. Особенно актуально это для месторождений с малыми объёмами выхода попутного газа, а также месторождений, находящихся в труднодоступных районах. В таких случаях для нефтедобывающих компаний использование тепла сгорания газа является рациональным решением, которое позволит не только вдумчиво расходовать природные ресурсы, но и избежать разорения из-за высоких штрафов.

Сжигание попутного нефтяного газа является общепризнанной проблемой нефтяной отрасли России. Несмотря на наметившуюся в последние годы позитивную тенденцию снижения объёмов сжигаемого попутного газа, текущая экономическая ситуация (низкие цены на нефть и газ, в частности) оказывает негативное влияние на положение дел в этой области.

Представители правительственных организаций заявляют о достижении показателей продуктивной переработки попутного нефтяного газа в 90 % в 2016 году, что по мнению Минприроды России, связано с принятием поправок в Закону «Об охране окружающей среды» (№ 219-ФЗ), которые обязывают предприятия устанавливать свои технологические нормативы на уровне применения наилучших доступных технологий. Общий объём инвестиций в повышение полезного использования попутного нефтяного газа был оценён в 200 млрд рублей. По прогнозам Министерства энергетики России, целевой показатель полезного использования попутного газа в 95 % будет достигнут до 2020 года.

В 2015 году объём сжигаемого попутного нефтяного газа в мире увеличился до 147 млрд м3 по сравнению с 145 млрд м3 в 2014 и 141 млрд м3 в 2013 году. Россия получила «лидерство» по факельному сжиганию попутного нефтяного газа, за ней следуют Ирак, Иран и США. По количеству факелов Россия также среди «лидеров» (на третьем месте после США и Канады).

Мировым сообществом признано, что одной из глобальных проблем, связанных с добычей и переработкой нефти, является утилизация попутного нефтяного газа. Этот вопрос постоянно стоит на повестке дня экологических конференций под эгидой ООН и Всемирного Банка. В частности, этот вопрос рассматривался на Всемирной конференции по климату в Париже (COP21) в 2015 году. Была принята программа «Zero Routine Flaring by 2030», целью которой является прекращение непродуктивного сжигания попутного нефтяного газа до 2030 года [5].

В настоящий момент Россия участвует в Инициативе только на уровне правительства, но каких-либо активных действий в рамках данной программы пока не наблюдается.

Таким образом, мировой опыт показывает, что полезное использование попутного нефтяного газа включает несколько вариантов, которые могут быть сгруппированы в два основных направления: сбор и переработка газа с извлечением широкой фракции лёгких углеводородов и получением сухого отбензиненного газа (сухого газа), который поставляется в газотранспортную систему, и использование газа в качестве сырья для технологических нужд промыслов в районах добычи (закачка газа в продуктивные нефтяные пласты для поддержания пластового давления, повышения нефтеотдачи) и для удовлетворения местных потребностей в энергоресурсах (включая выработку электроэнергии).

Альтернативой сжиганию попутного нефтяного газа является его сохранение путём обратной закачки в недра для добычи и переработки в будущем, использование для генерации электрической и тепловой энергии, переработка в топливо или сырьё для химической промышленности. Попутный нефтяной газ имеет высокую теплотворную способность, содержащиеся в нём этан и метан используются для производства пластических масс и каучука, более тяжёлые элементы в газе служат сырьём при производстве ароматических углеводородов, высокооктановых топливных присадок и сжиженного пропан-бутана, который используется в качестве топлива, а также для бытовых и промышленных нужд.

На сегодняшний день существуют проблемы с реализацией мер, а также их отбором и планированием, которые тормозят практическую реализацию потенциала полезного использования попутного нефтяного газа. Единого подхода к полезному использованию попутного нефтяного газа не может быть, так как каждое месторождение индивидуально и характеризуется своими специфическими как геологическими, так и промысловыми особенностями.

Http://moluch. ru/archive/159/44871/

Оао хабаровский нефтеперерабатывающий завод

Posted on 14.05.2018 by nsistemy

1 История

1.1 Строительство 1.2 Довоенные годы 1.3 Великая Отечественная война 1.4 Послевоенные годы 1.5 90-е годы 1.6 Деятельность в ОАО “Группа Альянс” 1.7 Предприятие сегодня

2 Собственники и руководство

ОАО «Хабаровский Нефтеперерабатывающий завод» — российский НПЗ, ведущий дальневосточный производитель моторного и котельного топлива. Входит в состав НК “Альянс”. Мощность предприятия — 4,35 млн тонн нефти в год. Продукция Хабаровского нефтеперерабатывающего завода поставляется в северные регионы РФ, Амурскую область, Хабаровский и Приморский край. Штаб-квартира — в Хабаровске.

Строительство Хабаровского НПЗ было начато 27 сентября 1930 года. Предприятие должно было обеспечивать растущие потребности Дальнего Востока в топливе. НПЗ изначально проектировался с учетом последних технологий. В результате, Хабаровский НПЗ был одним из самых современных в те годы в СССР.

Строительство предприятия началось в январе 1931 года, но продвигалось очень медленно из-за массы проблем: природно-климатических, технологических, технических, кадровых и пр. В конце 1933 года к строительству предприятия были привлечены военные специалисты. А уже 5 августа 1935 года были запущены первые установки НПЗ.

Первая нефть, поступавшая на НПЗ, добывалась на Сахалине. Доставка осуществлялась баржами по морю и далее по Амуру. В связи с этим, поставки сырья находились в сильной зависимости от навигационного периода и метео условий.

Так как предприятие остро нуждалось в квалифицированных кадрах, обучение персонала шло, зачастую, без отрыва от производства. Так же шло строительство социальной инфраструктуры: строится жилой поселок для рабочих и их семей, клуб, детский сад, зимой заливается хоккейное поле.

В 1939 году производится модернизация установки №1, производительность которой повышена в 2,5 раза.

К началу ВОВ на предприятии было внедрено более 150 рационализаторских предложений работников завода.

За годы Великой Отечественной войны на фронт ушло более половины рабочих завода. Нехватка рабочих рук компенсировалась введением 12 часового рабочего дня в 2 смены и активное использование женского труда. Нехватка квалификации новых рабочих восполнялась здесь же на предприятии, на специальных курсах.

Важность предприятия в годы войны была обусловлена потерей значительного числа мощностей на Кавказе и угрозой нефтеперерабатывающему комплексу Поволжья.

В этот период предприятия активно развивается. Мощность предприятия к концу войны возросла по сравнению с 1935 годом в 3,5 раза. Прибыль предприятия выросла более чем в 2 раза.

В 1950 году предприятие переходит на работу с каспийской нефтью, которая поставлялась по железной дороге. Это позволило перейти от сезонной работы к круглогодичной.

Благодаря постоянному развитию к середине 60-х годов производство светлых нефтепродуктов выросло с 9 до 50%, выпуск нефтебитума увеличился в 11,4 раза, выработка сжиженного газа — в 4 раза.

В 70-е годы объем производства продукции увеличился в 2,1 раза, переработка нефти выросла в 2 раза.

В начале 90-х годов предприятие активно экспортировало свою продукцию (такое право завод получил в 1989 году). Объем экспорта составлял до 500 тыс т. продукции в год. Однако, фиксированный курс рубля привел к тому, что мировые цены на продукцию нефтепереработки стали ниже, чем внутрироссийские. В связи с этим к середине 1995 года предприятие полностью прекратило экспорт.

Положение завода усугублялось и отсутствием внутреннего платёжеспособного спроса. Также препятствием для нормальной работы предприятия был устаревших производственный фонд: если новейшая установка была запущена в 1988 году, то установка первичной переработки нефти работала ещё с 1935 года.

Как следствие, некоторые регионы Дальнего Востока переходят на импортную продукцию, более дешёвую и более качественную. В результате, в 1994 году НПЗ переработал лишь 1,9 млн. т. нефти (мощность 4,7 млн. т.).

К 1995 году был разработан совместно с японскими специалистами план реконструкции предприятия стоимость $400 млн. Но найти источников финансирования так и не удалось.

Однако, давние традиции рационализаторства позволили произвести обновление риформинга. Стоимость данных работ оценивалась в $100 млн., а предприятие потратило на это лишь 12 млн. рублей.

Второе дыхание заводу дал кризис 1998 года. Резкий рост курса доллара относительно рубля сделал невыгодным импорт. В результате на продукцию завода возник платёжеспособный спрос.

С началом нормального функционирования предприятия начинается и его постепенная модернизация: была установлена новая печь вертикально-факельного типа взамен двух устаревших шатрового типа; проведена реконструкция риформинга с заменой катализатора, позволившая начать выпуск неэтилированных бензинов; сдана в эксплуатацию новая установка по производству сжиженного газа; на установке первичной переработки нефти произведена замена старой атмосферной колонны на новую, позволившая увеличить глубину переработки сырья, также заменена часть насосного оборудования; на основных технологических объектах внедрена электронная система управления процессами.

К 2000 году предприятие вошло в состав ОАО “Группа Альянс”. Глубина переработки нефти в 2000 году составила лишь 54,4%. В этой связи на предприятии была принята новая программа реконструкции, рассчитанная до 2010 года стоимостью более $500 млн. К 2003 году глубина переработки нефти достигла 63,4%. К 2011 году этот показатель планируется довести до 91,5%.

В 2001 году ХНПЗ переработал 2 млн 509 тыс. тонн сырья, в 2002 году – 2 млн 711 тыс. тонн, в 2003 году впервые за последнее десятилетие переработано более 3 млн тонн нефти.

На настоящий момент Хабаровский НПЗ входит в состав ОАО “Группа Альянс”

Управляющий — Лемеха Виктор Геннадьевич, кандидат экономических наук, заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности, награжден Медалью ордена “За заслуги перед Отечеством” II степени.

Данный реферат составлен на основе статьи из русской Википедии. Синхронизация выполнена 11.07.11 20:42:55

Http://wreferat. baza-referat. ru/%D0%A5%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%80%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%9D%D0%9F%D0%97

Бензины автомобильные неэтилированные: А-76, АИ-92, Премиум 95, Регуляр 92, Нормаль-80, Супер-98; топлива дизельные: летнее, зимнее, арктическое высшего сорта; топливо для реактивных двигателей, маловязкое судовое, топливо нефтяное; мазуты: топочный, флотский; газ углеводородный сжиженный топливный для коммунально-бытового потребления СПБТ; фракция пропан-бутановая; битумы: нефтяной дорожный вязкий, кровельный, строительный; вакуумный газойль; двуокись углерода (жидкая и твердая); сырье для производства нефтяных вязких дорожных битумов (гудрон); широкая бутан-гексановая фракция, топливо для карбюраторных двигателей (для маломерных судов); нафта; топливо дизельное для морских двигателей; топливо технологическое экспортное; топливо дизельное утяжеленное фракционного состава УФС-5.0; топлива дизельные зимние с депрессорной присадкой.

Газы сжатые и сжиженные. Химические вещества для охлаждения (хладагенты), Диоксид углерода газообразный, углекислый газ, Диоксид углерода твердый, сухой лед, твердая углекислота, Топлива дизельные и бензиновые, газожидкостные смеси, промышленные масла, жидкие и консистентные смазки на основе нефти, Мазут топочный на основе нефти, Дизельное топливо на основе нефти, Бензин на основе нефти, Авиационное топливо на основе нефти, Нафта, Сжиженный нефтяной газ (СНГ), Топлива на основе нефти не указанные в другом месте, Асфальт, гудрон, битум и битуминозные продукты, Кровельный битум, Асфальт, гудрон, битум и битуминозные продукты (продолжение), Битум для дорожных работ

"Ростех" нашел "Тракторным заводам" нового владельца "Ростелеком" назвал "затруднительным" исполнение "закона Яровой" Международные резервы России выросли за неделю на $3,5 млрд Кабмин одобрил увеличение госпошлин на документы нового поколения Новак: Россия выполнила сделку ОПЕК+ почти на 100% в апреле Главы минэнерго России и Саудовской Аравии обсудили сделку ОПЕК+

Более 700 тысяч компаний и индивидуальных предпринимателей России и стран СНГ.

Любое копирование информации возможно только при использовании активной обратной ссылки на источник. Контактная информация

Http://comchart. ru/company/535233

ОАО "Хабаровский нефтеперерабатывающий завод" уведомляет о проведении годового общего собрания акционеров, которое состоится 30 июня 2010 года.

Собрание проводится в форме совместного присутствия акционеров для обсуждения вопросов повестки дня и принятия решений по вопросам, поставленным на голосование собрания.

Собрание проводится по адресу: 7 в зале заседаний заводоуправления ОАО "Хабаровский НПЗ". Проезд автобусом № 8,15,49 до остановки "Администрация Кировского района", трамваем № 5 до остановки "Стадион Нефтяник".

Список лиц, имеющих право на участие в общем собрании акционеров, составлен на основании данных реестра акционеров общества по состоянию на 08 июня 2010 года.

2. Утверждение годовой бухгалтерской отчетности, в том числе отчетов о прибылях и убытках (счетов прибылей и убытков) ОАО "Хабаровский НПЗ" за 2009 год.

3. Распределение прибыли по результатам финансового года, в том числе выплата (объявление) дивидендов ОАО "Хабаровский НПЗ" за 2009 год.

5. Утверждение внутренних документов, регулирующих деятельность органов ОАО "Хабаровский НПЗ".

9. Одобрение сделок ОАО "Хабаровский НПЗ", в совершении которых имеется заинтересованность.

Для регистрации необходимо иметь при себе документ, удостоверяющий личность. Представители акционеров должны иметь при себе также доверенность, оформленную в соответствии со ст. 57 Федерального закона "Об акционерных обществах". Должностные лица, имеющие право действовать от имени юридического лица в соответствии с его уставом без доверенности, должны иметь при себе документы, подтверждающие назначение (избрание) на эту должность.

Акционеры – владельцы голосующих акций вправе требовать выкупа обществом всех или части принадлежащих им акций в случае совершения ОАО "Хабаровский НПЗ" (далее – Общество) крупной сделки, если они голосовали против принятия решения об одобрении соответствующей крупной сделки, либо не принимали участия в голосовании по этому вопросу.

Требование акционера о выкупе принадлежащих ему акций направляется в письменной форме в Общество с указанием места жительства (места нахождения) акционера и количества акций, выкупа которых он требует. Подпись акционера – физического лица, равно как и его представителя, на требовании акционера о выкупе принадлежащих ему акций и на отзыве указанного требования должна быть удостоверена нотариально или держателем реестра акционеров Общества.

Требования акционеров о выкупе Обществом принадлежащих им акций должны быть предъявлены Обществу Не позднее 45 дней с даты принятия соответствующего решения общим собранием акционеров.

С момента получения Обществом требования акционера о выкупе принадлежащих ему акций до момента внесения в реестр акционеров Общества записи о переходе права собственности на выкупаемые акции к Обществу или до момента отзыва акционером требования о выкупе этих акций акционер не вправе совершать связанные с отчуждением или обременением этих акций сделки с третьими лицами, о чем держателем указанного реестра вносится соответствующая запись в реестр акционеров Общества. Отзыв акционером требования о выкупе принадлежащих ему акций должен поступить в Общество в течение срока, предусмотренного предыдущим абзацем.

По истечении этого срока Общество выкупит акции у акционеров, предъявивших требования об их выкупе, в течение 30 дней.

Выкуп Обществом акций осуществляется По цене 8600 (восемь тысяч шестьсот) рублей за одну обыкновенную акцию И по цене 4000 (четыре тысячи) рублей за одну привилегированную акцию.

Поскольку общая сумма средств, направляемых Обществом на выкуп акций, согласно закону не может превышать 10 процентов стоимости чистых активов Общества на дату принятия решения, которое повлекло возникновение у акционеров права требовать выкупа Обществом принадлежащих им акций, в случае если общее количество акций, в отношении которых заявлены требования о выкупе, превышает количество акций, которое может быть выкуплено Обществом с учетом указанного выше ограничения, акции выкупаются у акционеров пропорционально заявленным требованиям.

С информацией (материалами), подлежащей предоставлению при подготовке к проведению годового общего собрания акционеров, можно ознакомиться в рабочие дни с 08.00 до 17.00 час с 08 июня 2010 г. по месту нахождения общества: 7.

Http://pandia. ru/text/78/298/87653.php

Компания ХАБАРОВСКИЙ НПЗ, полное название: "ХАБАРОВСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД", ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО, зарегистрирована 27 сентября 1993 года, Инспекция Министерства Российской Федерации по налогам и сборам по Кировскому району г. Хабаровска, классификация по справочнику ОКВЭД "Производство кокса, нефтепродуктов и ядерных материалов", "Производство нефтепродуктов". Организационно-правовая форма: Открытые акционерные общества. Тип собственности: Совместная частная и иностранная собственность. Располагается в регионе: Хабаровский край, Хабаровск. Юридический адрес компании: 680011, г. ХАБАРОВСК, ул. МЕТАЛЛИСТОВ, д. 17.

"ХАБАРОВСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД", ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

• Нефтепродукты (производство); • Здания и сооружения (строительство); • Контейнеры (транспортная обработка); • Инженерное оборудование зданий и сооружений (монтаж); • Отходы и лом, утиль и материалы для вторичной переработки (оптовая торговля); • Вода (сбор, очистка и распределение); • Тепловая энергия (пар и горячая вода) (производство, передача и распределение); • Электроэнергия (передача); • Топливо (оптовая торговля); • Строительный участок (подготовка); • Автомобильный транспорт (вспомогательная деятельность); • Телефонная связь, радиосвязь, фиксированная спутниковая связь, подвижная радиосвязь; • Химические продукты для промышленности (производство); • Недвижимое собственное имущество (подготовка к продаже, покупка и продажа); • Недвижимое собственное жилое имущество (сдача внаем); • Недвижимое собственное нежилое имущество (выставочные залы, торговые места, земельные участки) (сдача внаем); • Состав и чистота материалов и веществ (испытания и анализ); • Коммерческая деятельность и управление (консультирование); • Охранные и детективные службы и агентства; • Столовые ведомственные;

Начальная максимальная цена контракта 18 332,00. Поставка нефтепродуктов для нужд краевого государственного бюджетного учреждения Бикинский реабилитационный центр для детей и подростков с ограниченными возможностями

Начальная максимальная цена контракта 56 120,00. Поставка горюче-смазочных материалов

Начальная максимальная цена контракта 4 070 000,00. Приобретение бензинов автомобильных марки АИ-92, АИ-95 для подразделений УФСБ России по Хабаровскому краю

Начальная максимальная цена контракта 3178000.00 RUB. Приобретение дизельного топлива для подразделений УФСБ России по Хабаровскому краю

628400, ТЮМЕНСКАЯ область, ХАНТЫ-МАНСИЙСКИЙ автономный округ – ЮГРА, г. СУРГУТ, ул. 50 ЛЕТ ВЛКСМ, д. 1, кв. 513 ООО КОМПАНИЯ "МЕРКОЙЛ"

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.

Http://khabarovsk. yambe. ru/organization/khabarovsky-npz-2342699?view=info

Юридическое наименование: ОАО «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод»

Хабаровский НПЗ занимается переработкой нефти и производством различных нефтепродуктов. По производственной мощности завод можно отнести к числу небольших нефтеперерабатывающих предприятий России. По итогам 2005 года на его долю приходится около 1.5% всей перерабатываемой в России нефти. Хабаровский НПЗ входит в состав НК «Альянс», которая контролирует также ОАО «Амурнефтепродукт», ОАО «БАМнефтепродукт», ОАО «Приморнефтепродукт», ОАО «Хабаровскнефтепродукт», ОАО «Нефтепорт», ООО «Дальневосточный Альянс», ООО «Альянс-Хабаровск», ЗАО «Альянс Ойл», ОАО «Херсоннефтепереработка», ООО НК «Альянс-Украина».

Выпускаемую продукцию предприятие реализует в основном в Дальневосточном регионе РФ. На этом сегменте рынка его конкурентами являются Ачинский НПЗ, Комсомольский НПЗ и Ангарская НХК. Учитывая активное развитие этих заводов и рост требований к качеству нефтепродуктов, в последнее время Хабаровский НПЗ начал реализацию проекта по реконструкции завода.

По итогам I квартала 2006 года на предприятии работает 1323 чел.

Хабаровский край входит в состав Дальневосточного федерального округа и граничит с Магаданской и Амурской областями, Приморским краем, Еврейской АО и Республикой Саха. Климат муссонный, с холодной зимой и влажным жарким летом.

Площадь региона составляет 788.6 тыс. кв. км, на которой проживает 1427 тыс. человек. В состав края входят 17 районов, 7 городов и 31 поселок. Крупнейшими городами являются Хабаровск (580.4 тыс. чел.), Комсомольск-на-Амуре (277.9 тыс. чел.), Амурск (47.3 тыс. чел.), Николаевск-на-Амуре (27.7 тыс. чел.) и Советская Гавань (30.1 тыс. чел.). Доля городского населения с учетом рабочих поселков составляет 80.5%. Плотность населения в 4 раза ниже, чем в целом по России и составляет 1.8 человека на км. кв.

К основным природным ископаемым на территории края относятся олово, ртуть, железная руда, каменный и бурый уголь, графит, марганец, полевой шпат, фосфориты. Запасы каменного угля превышают 1 млрд. тонн, бурого угля в Среднеамурском бассейне – 7 млрд. тонн, а коксующихся углей – 4 млрд. тонн. Запасы нефти и газа по предварительной оценке составляют 500 млн. тонн.

В экономике Хабаровского края ведущую роль играет промышленность. Наиболее развитыми отраслями являются машиностроение, цветная металлургия, лесная, деревообрабатывающая, нефтеперерабатывающая, химическая и рыбная промышленность. Топливно-энергетический сектор является одной из самых проблемных отраслей экономики края. В силу географического положения и сложившейся инфраструктуры регион потребляет значительное количество топлива, при этом, из-за транспортных издержек, по достаточно высокой цене.

К крупнейшим предприятиям области можно отнести ОАО «Хабаровский станкостроительный завод», ОАО «Завод «Дальэнергомаш», ОАО «Завод «Дальдизель», ОАО «Амурский судостроительный завод», ОАО «Ургалуголь», ОАО «Хабаровскэнерго», Комсомольский НПЗ и Хабаровский НПЗ.

В течение января-апреля 2006 года объем производства промышленной продукции в Хабаровском крае сократился по сравнению с январем-апрелем 2005 года на 4.8%. В среднем по Дальневосточному федеральному округу наблюдался прирост производства промышленной продукции на 13%.

Объем инвестиций в основной капитал в регионе в I квартале 2006 года вырос на 4.3% и составил 6920 млн. руб. В среднем по федеральному округу увеличение данного показателя составило 0.8% (до 46716.3 млн. руб.).

Сальдо прибылей и убытков крупных и средних предприятий в январе-феврале 2006 года в регионе составило +540893 млн. руб., что на 6.1% больше, чем было зафиксировано в 2004 году. Доля прибыльных предприятий составила 62.8%. В целом по федеральному округу сальдо прибылей и убытков за первые два месяца 2006 года выросло на 6.8%. Доля прибыльных предприятий была равна 57.4%.

В течение I квартала 2006 года в Хабаровском крае продолжали расти реальные денежные доходы. Так, по итогам года они составили 102.3% от уровня аналогичного периода 2005 года. При этом среднедушевой размер денежных доходов в марте 2006 года составил 9932.3 руб., среднедушевой размер потребительских расходов – 6364.8 руб. Данные показатели по федеральному округу составили 9660.9 руб. и 6198.7 руб. соответственно.

АО «Хабаровский НПЗ» образовано в 1993 году путем приватизации одноименного государственного предприятия по первому варианту льгот. В связи с преобразованием ГП в АО была проведена эмиссия 146274 обыкновенных и 48758 привилегированных акций номиналом 1 руб. Выпуск ценных бумаг зарегистрирован 7 октября 1993 года.

В настоящее время уставный капитал Хабаровского НПЗ составляет 341. 3 тыс. руб. Он разделен на 292548 обыкновенных (85.71% УК) и 48758 привилегированных акций номиналом 1 руб. У компании 1018 акционеров, в том числе 2 номинальных держателя. Реестр акционеров ведет ЗАО «РК «Центр-Инвест» (Московская область, г. Химки). Структура уставного капитала компании по данным на 1 апреля 2006 года приведена на рисунке 5.1.

В течение последних 5 лет компания ежегодно выплачивает дивиденды по своим привилегированным акциям в размере 10 руб. на одну акцию.

Хабаровский НПЗ владеет капиталом других предприятий. Компании принадлежит 100% УК ООО «Стадион «Нефтяник», ООО «Дом культуры ОАО «Хабаровский НПЗ», ООО «Санаторий-профилакторий ОАО «Хабаровский НПЗ», а также 18.21% УК ООО «МК «РИФИН» и 7.1% УК ОАО «Дальтранс».

Основной сферой деятельности Хабаровского НПЗ является переработка нефти (преимущественно Западно-Сибирской) и производство широкого спектра товарных нефтепродуктов. Производственные мощности завода позволяют перерабатывать 4.35 млн. т нефти в год.

В 2005 году на Хабаровском НПЗ было переработано 3079.7 тыс. т нефти, что на 5.7% превышает показатели 2004 года.

В I квартале 2006 года объемы переработки составили 752.9 тыс. т нефти.

Из наиболее значительных событий на современном этапе развития завода можно отметить реконструкцию вакуумсоздающей системы и замену внутренних устройств колонны К-11 вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ в 2002 году, реконструкцию установки АТ в 2001-2003 годах и ввод в эксплуатацию секции изомеризации фракции C5-С6 в составе установки каталитического риформинга 2004 году. В 2005 году были завершены работы по второй очереди реконструкции нефтяного резервуарного парка, резервуару №9, по установке переработки нефтешлама «ФЛОТВЕГ», а также по реконструкции котельной №1 (4 котлоагрегата БЭМ 25-14ГМ). В текущем году проводятся работы по завершению строительства комплекса эстакады налива светлых нефтепродуктов (уже сданы в эксплуатацию склад хранения пенообразующих средств и остывочная битумной установки.). В целях реализации строительства комплекса гидрогенизационных процессов, совместно с НК «Альянс», ведутся работы по проектированию. Так, компанией Шелл разработаны базовые проекты по установке гидрокрекинга и гидроочистки, компаниями Фостер Виллер (Англия) и Технип (Франция) разработаны базовые проекты по установкам: производства водорода, комбинированной установке регенерации амина, отпарки кислых стоков и получения серы, с блоком очистки хвостовых газов.

Хабаровский НПЗ обеспечивает нефтепродуктами Хабаровский и Приморский край, Магаданскую и Амурскую область, а также и Камчатку. Основную конкуренцию предприятию в регионе составляют Ангарская НХК, Ачинский и Комсомольский НПЗ.

По итогам 2005 года выручка от реализации Хабаровского НПЗ достигла 1112.8 тыс. руб., что на 22.5% меньше, чем было получено в 2004 году. На услуги по переработке нефти пришлось 96% доходов.

В I квартале 2006 года завод получил выручку в размере 265.6 млн. руб., что на 2.6% больше, чем было получено за аналогичный период 2005 года.

Финансовое положение ОАО «Хабаровский НПЗ» можно охарактеризовать как удовлетворительное. Прибыль от продаж компании в 2005 году увеличилась по сравнению с 2004 годом на 15%% и составила 201 млн. руб. В тоже время чистая и балансовая прибыль сократились. В качестве положительного фактора можно отметить связанный с ростом прибыли от продаж рост рентабельности продаж и рентабельности основной деятельности. Кроме того, у компании выросли показатели ликвидности, коэффициенты финансовой устойчивости и оборачиваемости кредиторской задолженности. При этом можно отметить ряд негативных аспектов. Так, снизился уровень общей рентабельности отчетного периода и рентабельности собственного капитала, а также уменьшились коэффициенты обеспеченности собственными оборотными средствами, автономии и финансирования, а также показатели оборачиваемости капитала и дебиторской задолженности. Значения большинства показателей финансово-хозяйственной деятельности находятся выше минимально рекомендуемого уровня (исключение составляют коэффициенты обеспеченности собственными оборотными средствами и автономии).

Http://www. akm. ru/rus/analyt/analyt/report/ng/khabarovsk_npz_060703.stm

Компания "ОАО "Хабаровский нефтеперерабатывающий завод"", выставочная продукция, виды услуг

• Производство кокса, нефтепродуктов и ядерных материалов / Производство нефтепродуктов • Производство прочих химических продуктов / Производство прочих химических продуктов, не включенных в другие группировки • Производство, передача и распределение электроэнергии, газа, пара и горячей воды / Производство, передача и распределение пара и горячей воды (тепловой энергии) • Сбор, очистка и распределение воды • Строительство / Подготовка строительного участка • Строительство / Строительство зданий и сооружений • Строительство / Монтаж инженерного оборудования зданий и сооружений • Оптовая торговля несельскохозяйственными промежуточными продуктами, отходами и ломом / Оптовая торговля топливом • Оптовая торговля несельскохозяйственными промежуточными продуктами, отходами и ломом / Оптовая торговля отходами и ломом • Деятельность столовых при предприятиях и учреждениях и поставка продукции общественного питания / Деятельность столовых при предприятиях и учреждениях • Транспортная обработка грузов / Транспортная обработка контейнеров • Прочая вспомогательная деятельность сухопутного транспорта / Прочая вспомогательная деятельность автомобильного транспорта • Деятельность в области телефонной связи / Деятельность в области фиксированной телефонной связи • Операции с недвижимым имуществом / Подготовка к продаже, покупка и продажа собственного недвижимого имущества • Сдача внаем собственного недвижимого имущества / Сдача внаем собственного жилого недвижимого имущества • Сдача внаем собственного недвижимого имущества / Сдача внаем собственного нежилого недвижимого имущества • Деятельность в области права, бухгалтерского учета и аудита; консультирование по вопросам коммерческой деятельности и управления предприятием / Консультирование по вопросам коммерческой деятельности и управления • Технические испытания, исследования и сертификация / Испытания и анализ состава и чистоты материалов и веществ: анализ химических и биологических свойств материалов и веществ (воздуха, воды, бытовых и производственных отходов, топлива, металла, почвы, химических веществ) • Предоставление прочих видов услуг / Проведение расследований и обеспечение безопасности

Услуги по восстановлению эксплуатационных свойств и качества минеральных масел.

Текущий ремонт помещений №4, 8, 9, 25, 26 корпуса 8, литер А; Текущий ремонт помещений №43, 44, 45, 46 корпуса 1, литер А; Текущий ремонт помещений №10Б, 10В корпуса 1, литер А; Текущий ремонт(спортзал литер Ж, бытовые помещения литер Е); Капитальный ремонт полов.

Http://exposo. me/about/227092/oao-khabarovsky-neftepererabatyvayuschy-zavod

О наложении штрафа по делу № 3-04/13 об административном правонарушении

Заместитель руководителя управления Федеральной антимонопольной службы по Хабаровскому краю, рассмотрев протокол от 23 мая 2014 года об административном правонарушении и материалы дела № 3-04/13 об административном правонарушении, возбужденного в отношении юридического лица – ОАО «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» (местонахождение: 680011 г. Хабаровск, ул. Металлистов, 17, ИНН 2722010040, КПП 997150001) по факту нарушения части 1 статьи 10 Федерального Закона от 26.07.2006 № 135-ФЗ «О защите конкуренции» (далее – Закон о защите конкуренции), что выразилось в злоупотреблении доминирующим положением путем направления письма, содержащего отказ в приеме сточных вод (письмо ОАО «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» от 21.06.2013 № 03273) ОАО «Хабаровское специализированное ремонтно-строительное управление»,

В Управление Федеральной антимонопольной службы по Хабаровскому краю поступило заявление ОАО «Хабаровское специализированное ремонтно-строительное управление» (вх. № 6/1167 от 27.06.2013) на действия ОАО «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» (далее – ОАО «ХНПЗ»), в части отказа от приема сточных вод (письмо ОАО «ХНПЗ» от 21.06.2013 № 03273).

В рамках рассмотрения заявления установлено, что ОАО «Хабаровское специализированное ремонтно-строительное управление» (далее – ОАО «ХСРСУ») в период с 01.06.2011 по 30.06.2013 производило сброс сточных вод в систему водоотведения ОАО «ХНПЗ», на основании договора от 01.06.2011 № 1076 и дополнительных соглашений от 17.01.2012 № 1 и от 30.01.2013 № 2.

Из текста письма ОАО «ХНПЗ» от 21.06.2013 № 03273, направленного в адрес ОАО «ХСРСУ» следует, что с 30.06.2013 ОАО «ХНПЗ» отказывает ОАО «ХСРСУ» в приеме сточных вод в сети водоотведения ОАО «ХНПЗ», а также указывает на необходимость ОАО «ХСРСУ» осуществить присоединение к канализационным сетям МУП города Хабаровска «Водоканал», либо организовать водоотведение иным способом.

Согласно пояснений ОАО «ХСРСУ» (письмо ОАО «ХСРСУ» от 27.06.2013 № б/н), ОАО «ХСРСУ» не имеет возможности осуществлять сброс сточных вод в систему водоотведения МУП города Хабаровска «Водоканал», в силу стесненности условий, а также необходимости понести дополнительные финансовые и временные затраты на строительство соответствующих сетей и оборудование, при условии, что в отношении ОАО «ХСРСУ» с 2011 года Арбитражным судом Хабаровского края по делу А73-1563/2011 возбуждено дело о банкротстве.

Как пояснило МУП города Хабаровска «Водоканал» (вх. Хабаровского УФАС России от 09.09.2013 № 6/7688), ближайшая точка присоединения расположена на расстоянии не менее 300 метров от объектов ОАО «ХСРСУ» и для оказания МУП города Хабаровска «Водоканал» услуги водоотведения, ОАО «ХСРСУ» необходимо направить в адрес МУП города Хабаровска «Водоканал» заявление о выдаче технических условий подключения, получить их и выполнить в полном объеме (разработать проектную документацию, заключить договор на подключение, выполнить строительство канализационных сетей до точки присоединения и подключить их).

Также ОАО «ХСРСУ» пояснило (письмо от 27.06.2013 № б/н), что готово заключить договор на прием сточных вод с ОАО «ХНПЗ» на условиях ОАО «ХНПЗ» и гарантирует своевременную оплату за предоставленные услуги.

ОАО «ХНПЗ» (письмо от 19.07.2013 № 03923 в адрес ОАО «ХСРСУ») предлагало ОАО «ХСРСУ» заключить договор на прием сточных вод на период устройства колодца по типу «Шамбо», с последующим прекращением приема сточных ОАО «ХНПЗ» вод от ОАО «ХСРСУ».

Из представленных документов и сведений следует, что ОАО «ХСРСУ» в ответ на отказ ОАО «ХНПЗ» в приеме сточных вод (письмо ОАО «ХНПЗ» от 21.06.2013 № 03273), направляло в адрес ОАО «ХНПЗ» письмо (от 01.07.2013 № б/н) с просьбой не отказывать в приеме сточных вод и о продлении договорных отношений, ОАО «ХНПЗ» в свою очередь на письмо ОАО «ХСРСУ» (от 01.07.2013 № б/н) повторно отказало ОАО «ХСРСУ» в приеме сточных вод (письмо ОАО «ХНПЗ» от 05.07.2013 № 03557 в адрес ОАО «ХСРСУ»), пояснив в том числе, что оставляет за собой право произвести отключение системы канализации ОАО «ХСРСУ», и вместе с тем представив расчет по которому ОАО «ХСРСУ» в период с 01.07.2013 по 15.07.2013 и далее будет производиться оплата за услугу водоотведения.

При наличии достаточных оснований для возбуждения и рассмотрения дела о нарушении антимонопольного законодательства, предусмотренных статьей 39 Закона о защите конкуренции, Хабаровским УФАС России приказом от 27.09.2013 № 643 возбуждено дело № 3-1/165 о нарушении антимонопольного законодательства и создана Комиссия по рассмотрению дела № 3-1/165 (далее – Комиссия).

Согласно части 1 статьи 10 Закона о защите конкуренции запрещаются действия (бездействие) занимающего доминирующее положение хозяйствующего субъекта, результатом которых являются или могут являться недопущение, ограничение, устранение конкуренции и (или) ущемление интересов других лиц.

На основании поручения председателя Комиссии по рассмотрению дела № 3-1/165 в целях установления доминирующего положения ОАО «ХНПЗ», и в соответствии с Административным регламентом Федеральной антимонопольной службы по исполнению государственной функции по установлению доминирующего положения хозяйствующего субъекта при рассмотрении заявлений, материалов, дел о нарушении антимонопольного законодательства и при осуществлении государственного контроля за экономической концентрацией, утвержденным приказом ФАС России от 25.05.2012 № 345, Порядком проведения анализа состояния конкуренции на товарном рынке, утвержденным приказом ФАС России от 28.04.2010 № 220, Хабаровским УФАС России проведен анализ состояния конкуренции на рынке услуг водоотведения на территории г. Хабаровска в зоне расположения технологической инфраструктуры (канализационных сетей) ОАО «ХНПЗ» (по границе балансовой принадлежности).

По заключению отдела контроля экономической концентрации Хабаровского УФАС России, положение ОАО «ХНПЗ» на рынке услуг водоотведения на территории г. Хабаровска в зоне расположения технологической инфраструктуры (канализационных сетей) ОАО «ХНПЗ» (по границе балансовой принадлежности), в период 2012 – 2013 годы, признано доминирующим.

В соответствии с пунктами 3.25, 3.26 Административного регламента Федеральной антимонопольной службы по исполнению государственной функции по установлению доминирующего положения хозяйствующего субъекта при рассмотрении заявлений, материалов, дел о нарушении антимонопольного законодательства и при осуществлении государственного контроля за экономической концентрацией, утвержденного приказом ФАС России от 25.05.2012 № 345, Комиссия, заслушав доводы сторон, а также проанализировав возражения, представленные ОАО «ХНПЗ» о том, что положение ОАО «ХНПЗ» не может быть признано доминирующим, руководствуясь документами и информацией, полученной в ходе рассмотрения материалов дела № 3-1/165, а также руководствуясь служебными письмами отдела контроля экономической концентрации Хабаровского УФАС России, принимает решение об установлении доминирующего положения ОАО «ХНПЗ» на рынке услуг водоотведения на территории г. Хабаровска в зоне расположения технологической инфраструктуры (канализационных сетей) ОАО «ХНПЗ» (по границе балансовой принадлежности), в период 2012 – 2013 годы.

В силу статьи 4 Федерального закона от 17.08.1995 № 147-ФЗ «О естественных монополиях», в сферы деятельности субъектов естественных монополий входит водоотведение с использованием централизованных системы, систем коммунальной инфраструктуры.

К участию в рассмотрении дела № 3-1/165 в связи с необходимостью получения дополнительной информации и документов, в соответствии с частью 4 статьи 42 Закона о защите конкуренции, в качестве лиц, располагающих сведениями о рассматриваемых Комиссией обстоятельствах были привлечены ООО «Компания «Надежда – Фарм», ООО «Право – Регион», ОАО «Хабаровсккрайгаз». Документы и сведения, полученные от ООО «Компания «Надежда – Фарм», ООО «Право – Регион», ОАО «Хабаровсккрайгаз» приобщены к материалам дела № 3-1/165.

В ходе рассмотрения материалов дела 3-1/165 и представленных сторонами документов и сведений Комиссией установлено следующее.

ОАО «ХНПЗ» осуществляет переработку нефти и выработку из нее нефтепродуктов. На территории ОАО «ХНПЗ» располагаются сети водоотведения и очистные сооружения, данные очистные сооружения являются специфическими очистными сооружениями, необходимыми для очистки промышленных стоков, образующихся в процессе деятельности ОАО «ХНПЗ» перед сбросом вод в систему канализации МУП города Хабаровска «Водоканал» (письмо ОАО «ХНПЗ» от 25.07.2013 № 04003).

Вместе с тем ОАО «ХНПЗ» оказывает услуги водоотведения для потребителей через сети водоотведения и очистные сооружения ОАО «ХНПЗ».

Согласно информации представленной ОАО «ХНПЗ» (письмо от 10.09.2013 № 04655), работа блока механической очистки сточных вод зависит от скорости движения потока сточных вод и времени отстаивания, при поступлении дополнительного объема сточных вод изменяется качественный состав сточных вод, выходящих с локальных очистных сооружений ОАО «ХНПЗ» и попадающих в сети водоотведения и очистные сооружения МУП города Хабаровска «Водоканал», что может привести к превышению допустимых концентраций вредных веществ (утвержденных постановлением Мэра города Хабаровска от 29.11.2013 № 1496) в сбрасываемых сточных водах.

Комиссией установлено, что между ОАО «ХНПЗ» и МУП города Хабаровска «Водоканал» заключен и действует договор от 01.01.2010 (абонент № 196) на временные условия приема (ВУП) загрязняющих веществ в сточных водах, согласно которому МУП города Хабаровска «Водоканал» принимает загрязняющие вещества в составе сточных вод ОАО «ХНПЗ» в системы водоотведения МУП города Хабаровска «Водоканал» с превышением допустимых концентраций загрязняющих веществ (утвержденных постановлением Мэра города Хабаровска от 29.11.2013 № 1496), а ОАО «ХНПЗ» ежемесячно производит оплату установленную договором и соответствующими дополнительными соглашениями. Учет фактических концентраций загрязняющих веществ определяется путем выполнения МУП города Хабаровска «Водоканал» аналитических измерений состава сточных вод ОАО «ХНПЗ».

Также Комиссией установлено, что ОАО «ХНПЗ» (письмо ОАО «ХНПЗ» от 09.12.2013 № 05840) в период с 2011 по 2013 годы оказывало услуги водоотведения следующим контрагентам:

Компания с ограниченной ответственностью «Текникас реунидас, С. А.», филиал

ОАО «Хабаровское специализированное ремонтно-строительное управление»

Также согласно информации, представленной ОАО «ХНПЗ», лимиты сброса сточных вод для контрагентов установлены соответствующими договорами, фактический объем сточных вод принимаемых от контрагентов определяется исходя из показаний приборов учета водопотребления (при наличии), а также исходя из лимитов водоотведения (при отсутствии приборов учета водопотребления), установленных договорами межу ОАО «ХНПЗ» и контрагентами.

Комиссией установлено, что фактический учет объема сточных вод ОАО «ХСРСУ», поступающий с систему водоотведения и на очистные сооружения ОАО «ХНПЗ», осуществляется на основании прибора учета водопотребления (письмо ОАО «ХСРСУ» от 09.12.2013 № б/н). Документы и сведения, свидетельствующие о превышении ОАО «ХСРСУ» лимитов водоотведения, установленным соответствующим договором в Хабаровское УФАС России не представлены.

Из представленных ОАО «ХНПЗ» документов и сведений (письмо ОАО «ХНПЗ» от 19.11.2013 № 05557) следует, что доля сточных вод всех контрагентов (как хозяйствующих субъектов выполняющих какие-либо работы по договорам с ОАО «ХНПЗ», так и иных хозяйствующих субъектов) на 2013 год в общем объеме сточных вод ОАО «ХНПЗ» составляет 2,5 %, в том числе доля ОАО «ХСРСУ» составляет 0,04 %.

При этом, число контрагентов, которым ОАО «ХНПЗ» оказывало услуги водоотведения в период с 2011 по 2013 год изменяется, а также изменяется количество сточных вод поступающих от контрагентов (как по лимитам на водоотведение на основании договоров с контрагентами, так и фактический объем сточных вод сбрасываемых контрагентами на основании приборов учета) на очистные сооружения ОАО «ХНПЗ».

По информации ОАО «ХНПЗ» (письмо ОАО «ХНПЗ» от 09.12.2013 № 05840), уведомления о необходимости подключения к канализационным сетям МУП города Хабаровска «Водоканал» были направлены ОАО «ХСРСУ», ОАО «Хабаровсккрайгаз», ООО «Надежда – Фарм», ООО «Право – Регион».

Как пояснило ОАО «ХНПЗ» (письмо от 10.09.2013 № 04655) целью заключения договоров на прием сточных вод со всеми контрагентами является не получение прибыли, а фактическая «компенсация» затрат. Уровень рентабельности от оказания услуг водоотведения ОАО «ХНПЗ» всем хозяйствующим субъектам составляет порядка 2,5 %. Очистка сточных вод сторонних организаций не является для ОАО «ХНПЗ» профильным видом деятельности. Услуги водоотведения контрагентам, которые находятся на территории ОАО «ХНПЗ» и которым не направлялись уведомления о прекращении договорных отношений (в части приема сточных вод), оказываются в связи с тем, что данные контрагенты выполняют подрядные работы по договорам, заключенным с ОАО «ХНПЗ» и вынуждены, находится на территории ОАО «ХНПЗ».

Также ОАО «ХНПЗ» пояснило (ОАО «ХНПЗ» от 10.09.2013 № 04655), что направление писем ОАО «ХСРСУ», ОАО «Хабаровсккрайгаз», ООО «Надежда – Фарм», ООО «Право – Регион», содержащих отказ в приеме сточных вод и предложением осуществить присоединение к сетям водоотведения МУП города Хабаровска «Водоканал» либо осуществлять водоотведение иным способом, связано с тем, что на территории ОАО «ХНПЗ» осуществляется модернизация производства, и с учетом проводимой реконструкцией и увеличением объема перерабатываемой нефти, ОАО «ХНПЗ» потребуется применение, в том числе дополнительных реагентов, что приведет к удорожанию стоимости процесса очистки сточных вод. Также договоры заключенные ОАО «ХНПЗ» на прием сточных вод с иными контрагентами, либо расторгаются досрочно (к примеру с 01.07.2013 года соглашением от 28.06.2013 расторгнут договор на прием сточных вод с ООО «Синерджик Проджектс»), либо прекращают свое действие в связи с истечением срока.

Согласно пояснений ОАО «ХНПЗ» (письма ОАО «ХНПЗ» от 18.10.2013 № 05095 и от 19.11.2013 № 05557), ОАО «ХНПЗ» не является организацией водопроводно-канализационного хозяйства и не владеет системой коммунальной канализации, не является специализированной организацией, оказывающей услуги приема сточных вод, а также обладает свободой в заключении договора в соответствии со статьей 421 Гражданского кодекса Российской Федерации.

Также ОАО «ХНПЗ» пояснило (письмо ОАО «ХНПЗ» от 09.12.2013 № 05840), что на очистные сооружения все сточные воды, в том числе сточные воды ОАО «ХНПЗ» от производственной деятельности, сточные воды ОАО «ХНПЗ» от хозяйственно-бытовой деятельности и сточные воды от всех контрагентов поступают единым потоком.

Таким образом, Комиссия констатирует, что сточные воды ОАО «ХНПЗ» от производственной деятельности, от хозяйственно-бытовой деятельности ОАО «ХНПЗ» и от всех контрагентов (в том числе ОАО «ХСРСУ») поступают без фактического учета сточных вод и оценки по составу, принадлежности, степени воздействия на скорость потока в связи с изменением объема сточных вод отводимых контрагентами в единицу времени, иным показателям (что в том числе подтверждается письмом ОАО «ХНПЗ» от 27.01.2014 № 00276).

Документов и сведений о том, каким образом реконструкция и увеличение объема перерабатываемой нефти повлияют на собственный объем сточных вод поступающих на очистные сооружения ОАО «ХНПЗ», в том числе подтверждающих экономическую и технологическую невозможность оказывать услуги по водоотведению ОАО «ХСРСУ», ОАО «Хабаровсккрайгаз», ООО «Надежда – Фарм», ООО «Право – Регион», в Хабаровское УФАС России не представлено (в том числе представленная ОАО «ХНПЗ» в письме от 19.11.2013 № 05557 общая пояснительная записка по проекту «Комплекс гидрогенизационных процессов» не содержит сведений о том, каким образом введение в эксплуатацию данного комплекса может повлиять на работу систем водоотведения и очистных сооружений ОАО «ХНПЗ»).

Представители ОАО «ХНПЗ» неоднократно заявляли на заседаниях Комиссии о наличии возможности у ОАО «ХСРСУ» осуществить присоединение к сетям водоотведения МУП города Хабаровска «Водоканал», также данные доводы содержатся в письмах ОАО «ХНПЗ» направленных в адрес Хабаровского УФАС России со ссылкой на письмо МУП города Хабаровска «Водоканал» от 09.12.2013 № 926/52, в котором содержатся пояснения о наличии возможности осуществить соответствующее присоединения.

Вместе с тем Комиссия констатирует, что осуществление ОАО «ХСРСУ» присоединения к сетям водоотведения МУП города Хабаровска «Водоканал» связано с необходимостью ОАО «ХСРСУ» нести дополнительные финансовые и временные расходы на выполнение соответствующих мероприятий по присоединению. Согласно представленной информации, ОАО «ХСРСУ» не имеет возможности воспользоваться услугами МУП города Хабаровска «Водоканал» для целей водоотведения, так как для этого ОАО «ХСРСУ», учитывая расположение сетей, необходимо построить насосную станцию и резервуар, произвести перенос имеющихся канализационных сетей (ориентировочная стоимость которых по расчетам ОАО «ХСРСУ», составляет 2750 тыс. руб.). Данные затраты связанные с поиском и приобретением товара (услуг водоотведения), являются существенными и ограничивающими экономические возможности приобретения товара (услуг водоотведения).

Как пояснило ОАО «ХСРСУ» (письмо ОАО «ХСРСУ» от 09.12.2013 б/н), действия ОАО «ХНПЗ» по отказу в приеме сточных вод ущемляют интересы ОАО «ХСРСУ» ввиду невозможности нормальной эксплуатации принадлежащего ОАО «ХСРСУ» на праве собственности здания расположенного по адресу: г. Хабаровск, ул. Металлистов, 14, используемого в качестве офисного здания, в котором располагается администрация предприятия и сдаваемые в аренду помещения.

Также Комиссией установлено, что в период с 01.07.2013 по настоящее время между ОАО «ХСРСУ» и ОАО «ХНПЗ» существуют фактические отношения, связанные с оказанием услуги водоотведения (фактический прием сточных вод, выставление счетов на оплату за оказанные услуги и внесение платы по соответствующим счетам), по приему сточных вод (письмо ОАО «ХСРСУ» от 09.12.2013 б/н).

Из пояснений ООО «Право – Регион» (письмо от 20.01.2014 № б/н) следует, что ООО «Право – Регион» предоставляет в аренду помещения под офисы, сточные воды, поступающие от ООО «Право – Регион» являются бытовыми, фактический объем сточных вод учитывается по прибору учета потребления холодной воды, письмо ОАО «ХНПЗ» об отказе в приеме сточных вод поступало, договорные отношения на прием сточных вод не продлевались.

Из пояснений ОАО «Хабаровсккрайгаз» (письмо от 13.12.2013 № 07-20/5655) следует, что сточные воды, поступающие от ОАО «Хабаровсккрайгаз» являются хозяйственно-бытовыми, объем сточных вод определен в соответствии с договором на водоотведение, приборы учета отсутствуют, письма ОАО «ХНПЗ» об отказе в приеме сточных вод поступали, договорные отношения действовали до 31.12.2013 года.

Из пояснений ООО «Компания «Надежда – Фарм» (письмо от 04.12.2013 № 2036) следует, что ООО «Компания «Надежда – Фарм» осуществляет фармацевтическую оптовую и розничную торговлю, сточные воды, поступающие от ООО «Компания «Надежда – Фарм» образуются от использования воды для нужд работающих, охраны, работы отопительной системы, работы раковин и душа, объем сточных вод определяется в соответствии с лимитами установленными в договоре на водоотведение, уведомлений ОАО «ХНПЗ» об отказе в приеме сточных вод в 2013 году не поступало, договорные отношения действовали до 31.12.2013 года.

Также ОАО «ХНПЗ» пояснило (письмо ОАО «ХНПЗ» от 27.01.2014 № 00256), что нахождение в помещениях ОАО «ХСРСУ» зубопротезной лаборатории и автомобильной мастерской (согласно приложенным ОАО «ХНПЗ» фотоматериалам), а также иных организаций, может свидетельствовать о том, что сточные воды данных организаций в общем объеме сточных вод ОАО «ХСРСУ» не соответствуют хозяйственно-бытовому стоку и могут повлиять на показатели единого стока ОАО «ХНПЗ» (в том числе на такие показатели как содержание фенолов, жиров, нефтепродуктов).

Однако ранее ОАО «ХСРСУ» пояснило (письмо ОАО «ХСРСУ» от 09.12.2013 б/н), что сточные воды сбрасываемые лицами, которым ОАО «ХСРСУ» сдает в аренду помещения носят хозяйственно-бытовой характер (пользование умывальниками, туалетами).

Вместе с тем, документов и сведений о превышении допустимых концентраций загрязняющих веществ в сточных водах ОАО «ХСРСУ» Комиссией не установлено и лицами, участвующими в деле не представлено.

Также Комиссия констатирует, что ОАО «ХНПЗ» не осуществляет контроль состава и свойств сточных вод, отводимых контрагентами (абонентами) в систему водоотведения и очистные сооружения ОАО «ХНПЗ» (письма ОАО «ХНПЗ» от 09.12.2013 № 05840 и от 20.02.2014 № 00578).

Комиссией установлено, что для ОАО «ХНПЗ» на 2011, 2012, 2013 и 2014 годы Комитетом по ценам и тарифам Правительства Хабаровского края были утверждены тарифы на услуги водоотведения для потребителей, в том числе ОАО «ХСРСУ» (постановление от 29.11.2010 № 38/28, от 26.10.2011 № 38/22, от 13.06.2012 № 18/9, от 25.09.2013 № 25/7) и все обоснованные затраты ОАО «ХНПЗ» для предоставления услуги водоотведения контрагентам были учтены в соответствующих тарифах (письмо ОАО «ХНПЗ» от 09.12.2013 № 05840).

Также ОАО «ХНПЗ» пояснило (письмо ОАО «ХНПЗ» от 20.02.2014 № 00578), что программа контроля состава и свойств сточных вод ОАО «ХНПЗ» в период с 2013 по 2014 годы реализуется посредством контроля сточных вод на ФХО (физико-химической очистке).

По результатам проведенного анализа действующего законодательства Российской Федерации, Комиссией по рассмотрению дела № 3-1/165 о нарушении антимонопольного законодательство установлено следующее.

Согласно пунктов 2, 9, 14, 15, 28 статьи 2 Федерального закона от 07.12.2011 № 416-ФЗ «О водоснабжении и водоотведении» (далее – Закон о водоснабжении и водоотведении) водоотведение – прием, транспортировка и очистка сточных вод с использованием централизованной системы водоотведения, канализационная сеть – комплекс технологически связанных между собой, инженерных сооружений, предназначенных для транспортировки сточных вод, объект централизованной системы горячего водоснабжения, холодного водоснабжения и (или) водоотведения – инженерное сооружение, входящее в состав централизованной системы горячего водоснабжения (в том числе центральные тепловые пункты), холодного водоснабжения и (или) водоотведения, непосредственно используемое для горячего водоснабжения, холодного водоснабжения и (или) водоотведения, организация, осуществляющая холодное водоснабжение и (или) водоотведение (организация водопроводно-канализационного хозяйства), – юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию централизованных систем холодного водоснабжения и (или) водоотведения, отдельных объектов таких систем, централизованная система водоотведения (канализации) – комплекс технологически связанных между собой инженерных сооружений, предназначенных для водоотведения.

Согласно статьи 26 Закона о водоснабжении и водоотведении в целях предотвращения негативного воздействия на окружающую среду для объектов централизованных систем водоотведения устанавливаются нормативы допустимых сбросов загрязняющих веществ, иных веществ и микроорганизмов, а также лимиты на сбросы загрязняющих веществ, иных веществ и микроорганизмов (далее также – лимиты на сбросы). Лимиты на сбросы устанавливаются для объектов централизованных систем водоотведения при наличии у организации, эксплуатирующей указанные объекты, плана снижения сбросов. Организация, осуществляющая водоотведение, разрабатывает план снижения сбросов и утверждает такой план по согласованию с уполномоченным органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации, органом местного самоуправления поселения, городского округа и территориальным органом федерального органа исполнительной власти, осуществляющего государственный экологический надзор. Требования к содержанию плана снижения сбросов, порядок и сроки его согласования, основания для отказа в согласовании такого плана устанавливаются Правительством Российской Федерации. Орган местного самоуправления поселения, городского округа обязан при разработке технического задания на разработку или корректировку инвестиционной программы предусматривать мероприятия по охране окружающей среды в сфере водоотведения, в том числе в части снижения сбросов загрязняющих веществ, иных веществ и микроорганизмов. Указанные мероприятия подлежат включению в план снижения сбросов. Мероприятия плана снижения сбросов должны быть учтены при формировании инвестиционной программы и установлении для организации, осуществляющей водоотведение, тарифов на водоотведение или тарифов на очистку сточных вод. Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации обязаны не реже одного раза в год размещать в средствах массовой информации и на официальном сайте субъекта Российской Федерации в сети "Интернет" сведения об очистке сточных вод с использованием централизованных систем водоотведения на территории субъекта Российской Федерации, информацию о планах снижения сбросов организаций, осуществляющих водоотведение, и их абонентов и об итогах реализации таких планов.

Согласно статьи 27 Закона о водоснабжении и водоотведении в целях предотвращения негативного воздействия на окружающую среду для объектов абонентов, категории которых определены Правительством Российской Федерации, устанавливаются нормативы допустимых сбросов загрязняющих веществ, иных веществ и микроорганизмов (далее – нормативы допустимых сбросов абонентов), а также лимиты на сбросы загрязняющих веществ, иных веществ и микроорганизмов. Лимиты на сбросы устанавливаются при наличии у таких абонентов утвержденного плана снижения сбросов. Абоненты, указанные в части 1 настоящей статьи, разрабатывают план снижения сбросов и утверждают такой план по согласованию с территориальным органом федерального органа исполнительной власти, осуществляющего государственный экологический надзор. Порядок установления для абонентов организаций, осуществляющих водоотведение, нормативов допустимых сбросов абонентов в водные объекты через централизованные системы водоотведения и лимитов на сбросы утверждается Правительством Российской Федерации в соответствии с законодательством в области охраны окружающей среды, водным законодательством и настоящим Федеральным законом. Нормативы допустимых сбросов абонентов не должны превышать нормативы допустимых сбросов, установленные для объектов централизованных систем водоотведения, за исключением случаев, если проектной документацией очистных сооружений организации, осуществляющей очистку сточных вод, предусмотрено удаление загрязняющих веществ, иных веществ и микроорганизмов из сточных вод, принимаемых от абонентов.

Согласно статьи 28 Закона о водоснабжении и водоотведении в случае проведения организацией, осуществляющей водоотведение, абонентами таких организаций природоохранных мероприятий, в том числе по строительству, реконструкции и модернизации очистных сооружений, плата за негативное воздействие на окружающую среду (сбросы загрязняющих веществ, иных веществ и микроорганизмов в поверхностные водные объекты, подземные водные объекты и на водосборные площади) уменьшается на величину фактически произведенных затрат на реализацию таких мероприятий в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. Затратами на реализацию природоохранных мероприятий признаются документально подтвержденные в отчетном периоде затраты организации, осуществляющей водоотведение, абонента такой организации на реализацию мероприятий, включенных в план снижения сбросов.

Согласно статьи 29 Закона о водоснабжении и водоотведении организации, осуществляющие горячее водоснабжение, холодное водоснабжение и (или) водоотведение, их абоненты, причинившие вред окружающей среде, возмещают его в полном объеме.

Согласно статьи 30 Закона о водоснабжении и водоотведении контроль состава и свойств сточных вод, отводимых абонентами в централизованную систему водоотведения, осуществляется организацией, осуществляющей водоотведение, либо уполномоченной ею организацией в соответствии с программой контроля состава и свойств сточных вод в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. Программа контроля состава и свойств сточных вод включает:

1) перечень абонентов, для объектов которых установлены нормативы допустимых сбросов абонентов;

2) указание периодичности планового контроля абонентов и основания для проведения внепланового контроля;

Программа контроля состава и свойств сточных вод согласовывается территориальным органом федерального органа исполнительной власти, осуществляющего государственный экологический надзор. В целях обеспечения контроля состава и свойств сточных вод абоненты, для объектов которых установлены нормативы допустимых сбросов абонентов, подают в организацию, осуществляющую водоотведение, декларацию о составе и свойствах сточных вод, в которой, в частности, указываются нормативы допустимых сбросов абонентов, лимиты на сбросы. В случае, если абонентом допущено нарушение декларации о составе и свойствах сточных вод, абонент обязан незамедлительно проинформировать об этом организацию, осуществляющую водоотведение. Анализ отобранных проб сточных вод осуществляется лабораториями, аккредитованными в порядке, установленном законодательством Российской Федерации. Данные анализов отобранных проб сточных вод используются при проведении проверок территориальным органом федерального органа исполнительной власти, осуществляющего государственный экологический надзор. В случаях нарушения абонентом нормативов допустимых сбросов абонентов или лимитов на сбросы организация, осуществляющая водоотведение, информирует об этом территориальные органы федерального органа исполнительной власти, осуществляющего государственный экологический надзор, в течение 24 часов с момента получения анализов проб сточных вод, отобранных из канализационных сетей абонента. Такая информация является основанием для проведения территориальным органом федерального органа власти, осуществляющего государственный экологический надзор, внеплановой проверки абонента.

Согласно постановления Правительства РФ от 18.03.2013 № 230 «О категориях абонентов, для объектов которых устанавливаются нормативы допустимых сбросов загрязняющих веществ, иных веществ и микроорганизмов» установлено, что к абонентам, для объектов которых устанавливаются нормативы допустимых сбросов загрязняющих веществ, иных веществ и микроорганизмов, относятся юридические лица, которые заключили или обязаны заключить договор водоотведения, единый договор холодного водоснабжения и водоотведения, осуществляют деятельность, связанную с производством, переработкой продукции, и которым принадлежат на праве собственности или на ином законном основании канализационные выпуски в централизованную систему водоотведения. При этом среднесуточный объем отводимых (принимаемых) сточных вод с указанных объектов составляет более 200 куб. метров в сутки суммарно по всем выпускам в одну централизованную систему водоотведения.

Также постановлением Правительства РФ от 21.06.2013 № 525 «Об утверждении Правил осуществления контроля состава и свойств сточных вод» установлен порядок осуществления организацией, осуществляющей водоотведение, либо уполномоченной ею организацией (далее – организация, осуществляющая водоотведение) контроля состава и свойств сточных вод, отводимых абонентами, для объектов которых установлены нормативы допустимых сбросов загрязняющих веществ, иных веществ и микроорганизмов в централизованную систему водоотведения (далее соответственно – абоненты, контроль состава и свойств сточных вод), в соответствии с программой контроля состава и свойств сточных вод.

При осуществлении контроля состава и свойств сточных вод организация, осуществляющая водоотведение, проверяет состав и свойства сточных вод, отводимых абонентами, на соответствие нормативам допустимых сбросов загрязняющих веществ, иных веществ и микроорганизмов (далее – нормативы допустимых сбросов) и (или) лимитам на сбросы загрязняющих веществ, иных веществ и микроорганизмов (далее – лимиты на сбросы), указанным абонентами в декларации о составе и свойствах сточных вод, отводимых в централизованную систему водоотведения (далее – декларация о составе и свойствах сточных вод).

Также постановлением Правительства РФ от 29.07.2013 № 644 «Об утверждении Правил холодного водоснабжения и водоотведения и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» утвержден порядок определения размера и порядка компенсации расходов организации водопроводно-канализационного хозяйства при сбросе абонентами сточных вод, оказывающих негативное воздействие на работу централизованной системы водоотведения.

Таким образом, Комиссия приходит к выводу, что ОАО «ХНПЗ» является организацией водопроводно-канализационного хозяйства осуществляющей эксплуатацию централизованных систем водоотведения, отдельных объектов таких систем, и в соответствии с законодательством Российской Федерации должна осуществлять контроль состава и свойств сточных вод, отводимых абонентами в централизованную систему водоотведения ОАО «ХНПЗ».

Комиссия констатирует, что ОАО «ХНПЗ» фактически оказывало услуги водоотведения различным хозяйствующим субъектам (в том числе ОАО «ХСРСУ») с положительной рентабельностью (2,5 %), получая прибыль от данного вида услуг. Перегруженность очистных сооружений по гидравлике (как указано в письме ОАО «ХНПЗ» от 21.06.2013 № 03273 направленном в адрес ОАО «ХСРСУ») не взаимоувязана как с количеством отводимых сточных вод ОАО «ХСРСУ» так и с составом сточных вод ОАО «ХСРСУ» по ингредиентам ввиду отсутствия у ОАО «ХНПЗ» соответствующего контроля учета сточных вод отводимых абонентами ОАО «ХНПЗ», малого количества сточных вод ОАО «ХСРСУ» в общем едином стоке ОАО «ХНПЗ».

Также Комиссия не установила (и лицами участвующими в деле не предоставлялись подтверждающие документы и сведения), что реконструкция, проводимая ОАО «ХНПЗ», влияет на «собственный» объем и состав сточных вод ОАО «ХНПЗ», поступающих на очистные сооружения ОАО «ХНПЗ», и создает условия при которых у ОАО «ХНПЗ» возникает экономическая и технологическая невозможность оказывать услуги по водоотведению ОАО «ХСРСУ», ОАО «Хабаровсккрайгаз», ООО «Надежда – Фарм», ООО «Право – Регион».

Комиссия считает необходимым отметить, что по договору между ОАО «ХНПЗ» и МУП города Хабаровска «Водоканал» от 01.01.2010 на временные условия приема (ВУП) загрязняющих веществ в сточных водах МУП города Хабаровска «Водоканал» принимает загрязняющие вещества в рамках фиксированной платы в независимости от принадлежности загрязняющих веществ (загрязняющие вещества от деятельности ОАО «ХНПЗ» либо загрязняющие вещества от деятельности абонентов ОАО «ХНПЗ»).

Также Комиссия отмечает, наличие у ОАО «ХНПЗ» возможности компенсировать все обоснованные затраты связанные с приемом сточных вод хозяйствующих субъектов (абонентов), в том числе модернизацию сетей водоотведения и очистных сооружений, посредством тарифного регулирования, в соответствии с положениями Федерального закона от 30.12.2004 № 210-ФЗ «Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса», постановления Правительства Российской Федерации от 14.07.2008 № 520 «Об основах ценообразования и порядке регулирования тарифов, надбавок и предельных индексов в сфере деятельности организаций коммунального комплекса», и приказа Минрегиона Российской Федерации от 15.02.2011 № 47 «Об утверждении Методических указаний по расчету тарифов и надбавок в сфере деятельности организаций коммунального комплекса», а также в рамках Закона о водоснабжении и водоотведении и принятых в его развитие соответствующих подзаконных актах.

Комиссия отмечает, что с 01.01.2014 года вступил в силу раздел VII правил холодного водоснабжения и водоотведения, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29.07.2013 № 644, которым установлен порядок определения размера и порядка компенсации расходов организации водопроводно-канализационного хозяйства при сбросе абонентами сточных вод, оказывающих негативное воздействие на работу централизованной системы водоотведения.

Таким образом, в результате анализа материалов дела 3-1/165, Комиссией установлено, что ОАО «ХНПЗ» имеет экономическую и технологическую возможность принимать сточные воды иных хозяйствующих субъектов (в том числе ОАО «ХСРСУ») и компенсировать соответствующие затраты.

Комиссия по рассмотрению дела № 3-1/165, рассмотрев материалы дела, все предоставленные доказательства, пришла к выводу, что в действиях ОАО «ХНПЗ», в части направления письма (письмо ОАО «ХНПЗ» от 21.06.2013 № 03273) в адрес ОАО «ХСРСУ», содержавшего отказ от приема сточных вод, присутствует состав правонарушения, предусмотренного частью 1 статьи 10 Закона о защите конкуренции, что может привести к ущемлению интересов ОАО «ХСРСУ».

При этом, согласно пункту 4 постановления Пленума Высшего арбитражного суда Российской Федерации от 30.06.2008 № 30 «О некоторых вопросах, возникающих в связи с применением арбитражными судами антимонопольного законодательства», антимонопольный орган вправе признать нарушением антимонопольного законодательства и иные действия (бездействие), кроме установленных частью 1 статьи 10 Закона о защите конкуренции, поскольку приведенный в названной части перечень не является исчерпывающим. При этом, оценивая такие действия (бездействие) как злоупотребление доминирующим положением, следует учитывать положения статьи 10 Гражданского кодекса Российской Федерации, части 2 статьи 10, части 1 статьи 13 Закона о защите конкуренции, и, в частности, определять, были совершены данные действия в допустимых пределах осуществления гражданских прав либо ими налагаются на контрагентов неразумные ограничения или ставятся необоснованные условия реализации контрагентами своих прав.

В ходе рассмотрения дела № 3-1/165 о нарушении антимонопольного законодательства ОАО «ХНПЗ» не были представлены доказательства того, что его действия могут быть признаны допустимыми в соответствии с требованиями части 1 статьи 13 Закона о защите конкуренции, Комиссией обстоятельств, свидетельствующих о допустимости вышеуказанных действий ОАО «ХНПЗ» также установлено не было.

Всестороннее, полное и объективное исследование всех обстоятельств дела в их совокупности свидетельствует о пренебрежительном отношении ОАО «ХНПЗ», к исполнению своих публично-правовых обязанностей, к требованиям публичного права, свидетельствуют о том, что хозяйствующий субъект, занимающий доминирующее положение на товарном рынке услуг по водоотведению – имел возможность для соблюдения правил и норм, за нарушение которых действующим законодательством предусмотрена ответственность, но не принял все зависящие от него меры по их соблюдению.

На основании изложенного, Комиссией Хабаровского УФАС России установлено наличие вины в вышеуказанных действиях ОАО «ХНПЗ».

07 марта 2014 года Комиссией Хабаровского УФАС России принято решение № 5 о признании ОАО «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» (местонахождение: 680011 г. Хабаровск, ул. Металлистов, 17) нарушившим часть 1 статьи 10 Федерального закона от 26.07.2006 № 135-ФЗ «О защите конкуренции», что выразилось в действиях по направлению письма содержащего отказ в приеме сточных вод (письмо ОАО «ХНПЗ» от 21.06.2013 № 03273) ОАО «ХСРСУ».

05 мая 2014 года в адрес законного представителя Открытого акционерного общества «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» (местонахождение: 680011 г. Хабаровск, ул. Металлистов, 17) посредством почтовой связи направлено уведомление о вызове на 23 мая 2014 года в 15 часов 00 минут (исх. Хабаровского УФАС России от 05.05.2014 № 6/3677) для составления протокола.

23 мая 2014 года должностным лицом Хабаровского УФАС России в отношении ОАО «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» составлен протокол об административном правонарушении по факту правонарушения, предусмотренного частью 2 статьи 14.31 КоАП РФ.

Определением Хабаровского УФАС России об отложении рассмотрения дела об административном правонарушении №3-04/13 от 20.06.2014 №6/5902 рассмотрение дела об административном правонарушении №3-04/13 назначено на 26 июня 2014 года.

На рассмотрение дела №3-04/13 законный представитель ОАО «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» не явился, защитника либо представителя по доверенности не направил. Сведения о надлежащем извещении законного представителя Открытого акционерного общества «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» о месте и времени составления протокола об административном правонарушении по делу №3-04/13 имеются.

В ходе рассмотрения материалов дела об административном правонарушении, всестороннем и полном исследовании всех обстоятельств дела, установлены событие и состав административного правонарушения, предусмотренного частью 2 статьи 14.31 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях.

В соответствии с частью 2 статьи 14.31 КоАП РФ в редакции Федерального закона от 06.12.2011 № 404-ФЗ, действующей на момент совершения ОАО «РЖД» административного правонарушения, предусмотрено, что совершение занимающим доминирующее положение на товарном рынке хозяйствующим субъектом действий, признаваемых злоупотреблением доминирующим положением и недопустимых в соответствии с антимонопольным законодательством Российской Федерации, если результатом таких действий является или может являться недопущение, ограничение или устранение конкуренции, за исключением случаев, предусмотренных статьей 14.31.1 настоящего Кодекса, либо совершение субъектом естественной монополии действий, признаваемых злоупотреблением доминирующим положением и недопустимых в соответствии с антимонопольным законодательством Российской Федерации, влечет наложение административного штрафа на юридических лиц от одной сотой до пятнадцати сотых размера суммы выручки правонарушителя от реализации товара (работы, услуги), на рынке которого совершено административное правонарушение, но не более одной пятидесятой совокупного размера суммы выручки правонарушителя от реализации всех товаров (работ, услуг) и не менее ста тысяч рублей, а в случае, если сумма выручки правонарушителя от реализации товара (работы, услуги), на рынке которого совершено административное правонарушение, превышает 75 процентов совокупного размера суммы выручки правонарушителя от реализации всех товаров (работ, услуг) или административное правонарушение совершено на рынке товаров (работ, услуг), реализация которых осуществляется по регулируемым в соответствии с законодательством Российской Федерации ценам (тарифам), – в размере от трех тысячных до трех сотых размера суммы выручки правонарушителя от реализации товара (работы, услуги), на рынке которого совершено административное правонарушение, но не более одной пятидесятой совокупного размера суммы выручки правонарушителя от реализации всех товаров (работ, услуг) и не менее ста тысяч рублей.

Пунктом 3 части 1 статьи 3.5 КоАП РФ установлено, что административный штраф является денежным взысканием, выражается в рублях и может выражаться в величине, кратной сумме выручки правонарушителя от реализации товара (работы, услуги), на рынке которого совершено административное правонарушение, за календарный год, предшествующий году, в котором было выявлено административное правонарушение, либо за предшествующую дате выявления административного правонарушения часть календарного года, в котором было выявлено административное правонарушение, если правонарушитель не осуществлял деятельность по реализации товара (работы, услуги) в предшествующем календарном году.

Так как нарушение ОАО «ХНПЗ» части 1 статьи 10 Закона о защите конкуренции выявлено 2013 году Хабаровским УФАС России дела №3-1/165 о нарушении антимонопольного законодательства (приказ Хабаровского УФАС России № 643 от 27.09.2013), величина административного штрафа исчисляется исходя из суммы выручки, полученной ОАО «ХНПЗ» за оказание услуг водоотведения на территории г. Хабаровска в зоне расположения технологической инфраструктуры (канализационных сетей) ОАО «ХНПЗ» (по границе балансовой принадлежности) в 2012 году.

Согласно информации представленной ОАО «ХНПЗ» письмом от 14.04.2014 №01160

– сумма выручки от реализации услуг водоотведения за 2012 год составила 3 439 800 рублей;

– совокупный размер суммы выручки ОАО «ХНПЗ» за 2012 год от реализации всех товаров (работ, услуг) составил 7 774 320 700 рублей.

Согласно статье 4 Федерального закона от 17.08.1995 № 147-ФЗ «О естественных монополиях» в сферы деятельности субъектов естественных монополий входит водоотведение с использованием централизованных системы, систем коммунальной инфраструктуры.

В соответствии с положениями Закона о водоснабжении и водоотведении, Федерального закона от 30.12.2004 № 210-ФЗ «Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса», постановления Правительства Российской Федерации от 14.07.2008 № 520 «Об основах ценообразования и порядке регулирования тарифов, надбавок и предельных индексов в сфере деятельности организаций коммунального комплекса», и приказа Минрегиона Российской Федерации от 15.02.2011 № 47 «Об утверждении Методических указаний по расчету тарифов и надбавок в сфере деятельности организаций коммунального комплекса» услуги по водоотведению относятся к регулируемым.

Частью 2 статьи 14.31 КоАП РФ в редакции Федерального закона от 06.12.2011 № 404-ФЗ, действующей на момент совершения ОАО «ХНПЗ» административного правонарушения, предусмотрено, что совершение занимающим доминирующее положение на товарном рынке хозяйствующим субъектом действий, признаваемых злоупотреблением доминирующим положением и недопустимых в соответствии с антимонопольным законодательством Российской Федерации, если результатом таких действий является или может являться недопущение, ограничение или устранение конкуренции, за исключением случаев, предусмотренных статьей 14.31.1 настоящего Кодекса, либо совершение субъектом естественной монополии действий, признаваемых злоупотреблением доминирующим положением и недопустимых в соответствии с антимонопольным законодательством Российской Федерации, в случае, если административное правонарушение совершено на рынке товаров (работ, услуг), реализация которых осуществляется по регулируемым в соответствии с законодательством Российской Федерации ценам (тарифам), влечет наложение административного штрафа на юридических лиц в размере от трех тысячных до трех сотых размера суммы выручки правонарушителя от реализации товара (работы, услуги), на рынке которого совершено административное правонарушение, но не более одной пятидесятой совокупного размера суммы выручки правонарушителя от реализации всех товаров (работ, услуг) и не менее ста тысяч рублей.

1. Для целей применения настоящей главы выручка от реализации товаров (работ, услуг) определяется в соответствии со статьями 248 и 249 Налогового кодекса Российской Федерации.

2. При назначении административного наказания за совершение административного правонарушения, предусмотренного настоящей статьей либо статьей 14.31.1, 14.31.2 или 14.33 настоящего Кодекса, в отношении юридического лица учитываются обстоятельства, смягчающие административную ответственность, предусмотренные пунктами 2 – 7 части 1 статьи 4.2 настоящего Кодекса.

3. При назначении административного наказания за совершение административного правонарушения, предусмотренного настоящей статьей либо статьей 14.31.1, 14.31.2 или 14.33 настоящего Кодекса, в отношении юридического лица учитываются обстоятельства, отягчающие административную ответственность, предусмотренные пунктами 1 и 2 части 1 статьи 4.3 настоящего Кодекса, а также следующие обстоятельства, отягчающие административную ответственность:

1) совершение длящегося административного правонарушения, продолжительность которого превышает один год;

2) причинение в результате совершения административного правонарушения ущерба гражданам, организациям или государству в размере более одного миллиона рублей либо извлечение в результате совершения административного правонарушения дохода в размере более пяти миллионов рублей;

3) совершение административного правонарушения двумя и более лицами, входящими в группу лиц, определяемую в соответствии с антимонопольным законодательством Российской Федерации.

4. За совершение административного правонарушения, предусмотренного настоящей статьей либо статьей 14.31.1, 14.31.2, 14.32 или 14.33 настоящего Кодекса, при отсутствии обстоятельств, смягчающих и отягчающих административную ответственность, административный штраф налагается на юридическое лицо в размере суммы минимального размера административного штрафа, предусмотренного за совершение данного административного правонарушения, и половины разности максимального размера административного штрафа, предусмотренного за совершение данного административного правонарушения, и минимального размера административного штрафа, предусмотренного за совершение данного административного правонарушения. При наличии обстоятельств, смягчающих административную ответственность, размер административного штрафа, налагаемого на юридическое лицо, подлежит уменьшению за каждое такое обстоятельство на одну восьмую разности максимального размера административного штрафа, предусмотренного за совершение данного административного правонарушения, и минимального размера административного штрафа, предусмотренного за совершение данного административного правонарушения. При наличии обстоятельств, отягчающих административную ответственность, размер административного штрафа, налагаемого на юридическое лицо, подлежит увеличению за каждое такое обстоятельство на одну восьмую разности максимального размера административного штрафа, предусмотренного за совершение данного административного правонарушения, и минимального размера административного штрафа, предусмотренного за совершение данного административного правонарушения.

– минимальным размером административного штрафа, предусмотренного за совершение данного административного правонарушения в случае, если административное правонарушение совершено на рынке товаров (работ, услуг), реализация которых осуществляется по регулируемым в соответствии с законодательством Российской Федерации ценам (тарифам), являются три тысячных размера суммы выручки правонарушителя от реализации товара (работы, услуги), на рынке которого совершено административное правонарушение, что составляет: 3 439 800 руб. х 0,003 = 10 319,4 рубля;

– максимальным размером административного штрафа, предусмотренного за совершение данного административного правонарушения в случае, если административное правонарушение совершено на рынке товаров (работ, услуг), реализация которых осуществляется по регулируемым в соответствии с законодательством Российской Федерации ценам (тарифам), являются три сотые размера суммы выручки правонарушителя от реализации товара (работы, услуги), на рынке которого совершено административное правонарушение: 3 439 800 х 0,03 = 103 194 рублей;

Разностью максимального размера административного штрафа, предусмотренного за совершение данного административного правонарушения, и минимального размера административного штрафа, предусмотренного за совершение данного административного правонарушения будет являться: 103 194 – 10 319,4 = 92 874,6 рублей; следовательно, половиной разности будут являться 46 437,3 рублей.

Таким образом, величина административного штрафа без учета смягчающих и отягчающих обстоятельств составит: 10 319,4 + 46 437,3 = 56 756,7 рублей (Пятьдесят шесть тысяч семьсот пятьдесят шесть рублей 70 коп).

Обстоятельств, смягчающих либо отягчающих административную ответственность, Хабаровским УФАС России при рассмотрении дела об административном правонарушении №3-04/13, возбужденного в отношении ОАО «ХНПЗ», не установлено.

Вместе с тем, частью 2 статьи 14.31 КоАП РФ установлена минимальная граница налагаемого на юридическое лицо штрафа: налагаемый штраф не должен быть менее ста тысяч рублей. Таким образом, с учетом указанной нормы величина административного штрафа, налагаемого на ОАО «ХНПЗ», составит 100 000 (Сто тысяч рублей 00 копеек).

На основании изложенного, руководствуясь частью 2 статьи 14.31, статьями 23.48, 29.9, 29.10 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях,

1. Признать ОАО «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» виновным в совершении административного правонарушения, предусмотренного частью 2 статьи 14.31 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях.

2. Применить к ОАО «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» меру ответственности в виде административного штрафа в размере 100 000 (Сто тысяч рублей 00 копеек).

Согласно части 1 статьи 32.2 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях, административный штраф должен быть уплачен лицом, привлеченным к административной ответственности, не позднее шестидесяти дней со дня вступления постановления о наложении административного штрафа в законную силу либо со дня истечения срока отсрочки или срока рассрочки, предусмотренных статьей 31.5 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях.

Суммы штрафов, уплаченных за нарушения антимонопольного законодательства, зачисляются:

Получатель УФК по Хабаровскому краю (Хабаровское УФАС России), р/c 40101810300000010001, ГРКЦ ГУ Банка России по Хабаровскому краю г. Хабаровска, БИК 040813001, ИНН 2721023142, КПП 272101001, код 161 1 16 02010 01 6000 140, ОКТМО 08701000001.

В трехдневный срок со дня уплаты штрафа ОАО «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод» необходимо представить в Хабаровское УФАС России надлежащим образом заверенные копии платежных документов.

В соответствии с частью 5 статьи 32.2 КоАП РФ, при отсутствии документа, свидетельствующего об уплате административного штрафа, и информации об уплате административного штрафа в Государственной информационной системе о государственных и муниципальных платежах, по истечении срока, указанного в части 1 или 1.1 настоящей статьи, судья, орган, должностное лицо, вынесшие постановление, направляют в течение десяти суток, а в случае, предусмотренном частью 1.1 настоящей статьи, в течение одних суток постановление о наложении административного штрафа с отметкой о его неуплате судебному приставу-исполнителю для исполнения в порядке, предусмотренном федеральным законодательством. Кроме того, должностное лицо федерального органа исполнительной власти, структурного подразделения или территориального органа, иного государственного органа, рассмотревших дело об административном правонарушении, либо уполномоченное лицо коллегиального органа, рассмотревшего дело об административном правонарушении, составляет протокол об административном правонарушении, предусмотренном частью 1 статьи 20.25 настоящего Кодекса, в отношении лица, не уплатившего административный штраф. Протокол об административном правонарушении, предусмотренном частью 1 статьи 20.25 настоящего Кодекса, в отношении лица, не уплатившего административный штраф по делу об административном правонарушении, рассмотренному судьей, составляет судебный пристав-исполнитель. Протокол об административном правонарушении, предусмотренном частью 1 статьи 20.25 настоящего Кодекса, не составляется в случае, указанном в примечании 1 к статье 20.25 настоящего Кодекса.

В соответствии с частью 3 статьи 30.1 и частью 1 статьи 30.3 КоАП РФ постановление по делу об административном правонарушении может быть обжаловано в арбитражный суд в течение десяти суток со дня вручения или получения копии постановления.

Http://solutions. fas. gov. ru/to/habarovskoe-ufas-rossii/3-04-13

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ХАБАРОВСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД"

– Производство нефтепродуктов; – Передача электроэнергии; – Производство, передача и распределение пара и горячей воды (тепловой энергии); – Сбор, очистка и распределение воды; – Подготовка строительного участка; – Строительство зданий и сооружений; – Монтаж инженерного оборудования зданий и сооружений; – Оптовая торговля отходами и ломом; – Оптовая торговля топливом; – Транспортная обработка контейнеров; – Прочая вспомогательная деятельность автомобильного транспорта; – Деятельность в области телефонной связи; – Подготовка к продаже, покупка и продажа собственного недвижимого имущества; – Сдача внаем собственного жилого недвижимого имущества; – Сдача внаем собственного нежилого недвижимого имущества; – Испытания и анализ состава и чистоты материалов и веществ: анализ химических и биологических свойств материалов и веществ (воздуха, воды, бытовых и производственных отходов, топлива, металла, почвы, химических веществ); – Производство прочих химических продуктов; – Консультирование по вопросам коммерческой деятельности и управления; – Проведение расследований и обеспечение безопасности; – Деятельность столовых при предприятиях и учреждениях;

КОМИТЕТ ГОСУДАРСТВЕННОГО ЗАКАЗА ПРАВИТЕЛЬСТВА ХАБАРОВСКОГО КРАЯ

КРАЕВОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ЗДРАВООХРАНЕНИЯ “ДЕТСКАЯ КРАЕВАЯ КЛИНИЧЕСКАЯ БОЛЬНИЦА” ИМЕНИ А. К. ПИОТРОВИЧА МИНИСТЕРСТВА ЗДРАВООХРАНЕНИЯ ХАБАРОВСКОГО КРАЯ

КРАЕВОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ЗДРАВООХРАНЕНИЯ “АМУРСКАЯ ЦЕНТРАЛЬНАЯ РАЙОННАЯ БОЛЬНИЦА” МИНИСТЕРСТВА ЗДРАВООХРАНЕНИЯ ХАБАРОВСКОГО КРАЯ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ КАЗЕННОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ “ДАЛЬНЕВОСТОЧНОЕ ОКРУЖНОЕ УПРАВЛЕНИЕ МАТЕРИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОГО СНАБЖЕНИЯ МИНИСТЕРСТВА ВНУТРЕННИХ ДЕЛ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ”

Http://khabarovsk. dazzy. ru/view/khabarovsky-npz/879062

Компания ОАО "Хабаровский НПЗ" осуществляет следующие виды деятельности (в соответствии с кодами ОКВЭД, указанными при регистрации):

Производство нефтепродуктов (Основной вид деятельности)

Проведение расследований и обеспечение безопасности (Дополнительный вид деятельности)

Испытания и анализ состава и чистоты материалов и веществ: анализ химических и биологических свойств материалов и веществ (воздуха, воды, бытовых и производственных отходов, топлива, металла, почвы, химических веществ) (Дополнительный вид деятельности)

Консультирование по вопросам коммерческой деятельности и управления (Дополнительный вид деятельности)

Сдача внаем собственного нежилого недвижимого имущества (Дополнительный вид деятельности)

Сдача внаем собственного жилого недвижимого имущества (Дополнительный вид деятельности)

Подготовка к продаже, покупка и продажа собственного недвижимого имущества (Дополнительный вид деятельности)

Деятельность в области телефонной связи (Дополнительный вид деятельности)

Прочая вспомогательная деятельность автомобильного транспорта (Дополнительный вид деятельности)

Транспортная обработка контейнеров (Дополнительный вид деятельности)

Деятельность столовых при предприятиях и учреждениях (Дополнительный вид деятельности)

Оптовая торговля отходами и ломом (Дополнительный вид деятельности)

Монтаж инженерного оборудования зданий и сооружений (Дополнительный вид деятельности)

Строительство зданий и сооружений (Дополнительный вид деятельности)

Подготовка строительного участка (Дополнительный вид деятельности)

Сбор, очистка и распределение воды (Дополнительный вид деятельности)

Производство, передача и распределение пара и горячей воды (тепловой энергии) (Дополнительный вид деятельности)

Передача электроэнергии (Дополнительный вид деятельности)

Производство прочих химических продуктов, не включенных в другие группировки (Дополнительный вид деятельности)

Компания работает в следующих отраслях промышленности (в соответствии с классификатором ОКОНХ):

Компания зарегистрирована 27 сентября 1993 года регистратором Инспекция Министерства Российской Федерации по налогам и сборам по Кировскому району г. Хабаровска. Генеральный Директор организации – Лемеха Виктор Геннадьевич. Компания ОАО "Хабаровский НПЗ" находится по адресу 680011, Хабаровский край, Хабаровск, ул. Металлистов, 17, основным видом деятельности является «Производство нефтепродуктов». Организация также осуществляет деятельность по следующим неосновным направлениям: «Проведение расследований и обеспечение безопасности», «Испытания и анализ состава и чистоты материалов и веществ: анализ химических и биологических свойств материалов и веществ (воздуха, воды, бытовых и производственных отходов, топлива, металла, почвы, химических веществ)», «Консультирование по вопросам коммерческой деятельности и управления», «Сдача внаем собственного нежилого недвижимого имущества», «Сдача внаем собственного жилого недвижимого имущества», «Подготовка к продаже, покупка и продажа собственного недвижимого имущества», «Деятельность в области телефонной связи», «Прочая вспомогательная деятельность автомобильного транспорта», «Транспортная обработка контейнеров», «Деятельность столовых при предприятиях и учреждениях», «Оптовая торговля отходами и ломом», «Оптовая торговля топливом», «Монтаж инженерного оборудования зданий и сооружений», «Строительство зданий и сооружений», «Подготовка строительного участка», «Сбор, очистка и распределение воды», «Производство, передача и распределение пара и горячей воды (тепловой энергии)», «Передача электроэнергии», «Производство прочих химических продуктов, не включенных в другие группировки». Основная отрасль компании – «Нефтеперерабатывающая промышленность». Организации присвоен ИНН 2722010040, ОГРН 1022701129032.

Http://promkat. business-equipment. ru/11220-5/4137893.html

"ХАБАРОВСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД", ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

– Нефтепродукты (производство); – Электроэнергия (передача); – Тепловая энергия (пар и горячая вода) (производство, передача и распределение); – Вода (сбор, очистка и распределение); – Строительный участок (подготовка); – Здания и сооружения (строительство); – Инженерное оборудование зданий и сооружений (монтаж); – Отходы и лом, утиль и материалы для вторичной переработки (оптовая торговля); – Топливо (оптовая торговля); – Контейнеры (транспортная обработка); – Автомобильный транспорт (вспомогательная деятельность); – Телефонная связь, радиосвязь, фиксированная спутниковая связь, подвижная радиосвязь; – Химические продукты для промышленности (производство); – Недвижимое собственное имущество (подготовка к продаже, покупка и продажа); – Недвижимое собственное жилое имущество (сдача внаем); – Недвижимое собственное нежилое имущество (выставочные залы, торговые места, земельные участки) (сдача внаем); – Состав и чистота материалов и веществ (испытания и анализ); – Коммерческая деятельность и управление (консультирование); – Охранные и детективные службы и агентства; – Столовые ведомственные;

Оао, хабаровский, нпз, хабаровск, производство, ядерный, нефтепродукт, кокс, материал

Если вы считаете, что информация по ОАО "ХАБАРОВСКИЙ НПЗ", размещенная на этой странице устарела или неверна – сообщите нам об этом. Напоминаем, что администрация данного ресурса не несет ответственности за точность и достоверность данных по ОАО "ХАБАРОВСКИЙ НПЗ".

Http://yecom. ru/company/oao-khabarovsky-npz-3882142

Туапсинский нефтеперерабатывающий завод вакансии

Posted on 14.05.2018 by nsistemy

Лишить нельзя, помиловать. Ставим запятую. В настоящей статье речь пойдет об одном деле, в котором постановление о лишении права управления транспортными средствами за оставление места ДТП (ч. 2 ст. 12.27 КоАП РФ) было отменено в суде второй инстанции, а производство по делу прекращено в связи с малозначительностью правонарушения.

Обо всех замеченных ошибках при работе сайта просьба сообщать при помощи обратной связи

Http://pravorub. ru/hh/?employer_id=1142987

Туапсинский нефтеперерабатывающий завод (Туапсинский НПЗ) — российское нефтеперерабатывающе предприятие в Краснодарском крае, эксплуатантом которого является ООО «РН-Туапсинский НПЗ». Завод составляет единый производственный комплекс с морским терминалом предприятия нефтепродуктообеспечения ПАО «Роснефть» — ООО «РН-Туапсенефтепродукт». Основная часть продукции идёт на экспорт. Входит в состав нефтяной компании «Роснефть».

Предприятие является одним из старейших нефтеперерабатывающих предприятий страны и старейшим нефтеперерабатывающим предприятием НК Роснефть. Туапсинский НПЗ был запущен в 1929 году. Первым сырьём была нефть добытая в Чечне, которая поставлялась по нефтепроводу Грозный — Туапсе. Изначально планировалось основную часть продукции поставлять на экспорт по морю.

В 1992 году указом президента РФ Туапсинский НПЗ был включён в состав НК Роснефть.

Мощность НПЗ до модернизации составляла 5 млн т. нефти в год, после – 12 млн. т. В 2007 году на предприятии было переработано 5,23 млн т. нефти. Туапсинский НПЗ следует считать сильно устаревшим: глубина переработки нефти в 2007 году составила всего 56 %, основными нефтепродуктами являются прямогонный бензин и мазут. Сейчас предприятие перерабатывает нефть из Западной Сибири, которая поставляется по системе трубопроводов Транснефти.

Учитывая тот факт, что Туапсинский НПЗ является отсталым в техническом плане, разрабатывается программа его модернизации: планируется, что объём переработки предприятием увеличится с 4,5 до 12 млн тонн в год, глубина — до 98,5 %, индекс сложности Нельсона возрастет до 9, превысив средние аналогичные показатели НПЗ в Западной Европе. 11 октября 2013 года была введена в эксплуатацию самая мощная российская установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-12 [1]

В рамках модернизации с апреля по май 2014 года на стройплощадке завода были установлены в проектное положение 6 реакторов гидрокрекинга, что позволит существенно увеличить объёмы переработки нефти и перейти на выпуск продукции, соответствующей экологическому классу «Евро-5». [2]

В феврале 2015 года на специально построенный причал крупнотоннажного оборудования ООО «РН-Туапсинский НПЗ» доставлена колонна гидрокрекинга. Вес доставленной колонны – 159 тонн, длина 35 метров, диаметр – 6,36 метра. Это одна из последних поставок крупнотоннажного оборудования для комбинированной установки №2 в рамках строительства нового Туапсинского завода. Колонна станет основной частью строящегося комплекса гидрокрекинга, который обеспечит выпуск дизельного топлива высшего экологического стандарта – «Евро 5». [3]

Http://encyclopaedia. bid/%D0%B2%D0%B8%D0%BA%D0%B8%D0%BF%D0%B5%D0%B4%D0%B8%D1%8F/%D0%A2%D1%83%D0%B0%D0%BF%D1%81%D0%B8%D0%BD%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

В 1992 году указом президента РФ Туапсинский НПЗ был включён в состав НК Роснефть.

Http://ru-wiki. org/wiki/%D0%A2%D1%83%D0%B0%D0%BF%D1%81%D0%B8%D0%BD%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

Разработка программного обеспечения на 1С v.8, Delphi + Oracle или руководство группой разработчиков

Высшее с отличием, 1993 г.- 2008 г., БФ СГУ, физ.-мат., учитель математики и информатики

С 07.2008 по настоящее время – Начальник отдела перспективной разработки ПО, ООО «РН-Информ» филиал в г. Туапсе

С 07.2003 по 06.2008 – ведущий инженер-программист, ОАО «НК «Роснефть»-Туапсенефтепродукт

• Построение и системная организация работы отдела перспективной разработки ПО, который обслуживает потребности в ПО в двух крупнейших предприятиях Юга России: ООО «РН-Туапсинский НПЗ» и ООО «РН-Туапсенефтепродукт», а также в филиале «РН-Учет».

• Личное участие как разработчика в доработке и поддержке типовых конфигураций 1С:УПП, 1С: ИС УКС, 1С:ЗУП; нескольких собственных конфигураций 1С; старых проектов на Delphi 7 + Oracle с PL/SQL + Crystal Reports, в том числе проектов «Бухгалтерия», «Зарплата», «Табель учета рабочего времени», «Учет нп в резервуарном парке», «Учет нп на нефтепирсе», «Калибровочные таблицы резервуаров», «Учет в энергоцехе», «Учет ГСМ в автотранспортном цехе»; подправляю чужие проекты на С# .Net.

– Кроме перечисленных выше проектов, горжусь участием (более 60% моего кода) в проекте 1С:СОУ (Система оперативного учета нефтепродуктов на нефтебазах, 40 документов и 120 отчетов), который уже много лет находится в промышленной эксплуатации в 3-х дочерних обществах ОАО «НК»-Роснефть» в Туапсе, Находке и Санкт-Петербурге (в СПБ реализована распределенная ИБ).

– Интеграция проектов со следующими информационными системами ОАО «НК»-Роснефть»: SAP R/3 (XML через SAP XI), Oracle Primavera (через web-сервисы), ПО МИ (вызов методов DLL), ОАО РЖД: ЭТРАН (через XML), с несколькими банковскими программами, с различными информационными базами 1С (через планы обмена или запуск 1С как сервер автоматизации),

– За все время работы всегда, без исключения, выдерживались поставленные сроки по проектам

Управление персоналом, большой опыт работы в области поддержки, разработки и интеграции программного обеспечения, работа в команде, развитие и планирование, приобретение новых знаний и навыков.

Личные качества: творческий подход в работе, самоотдача, ответственность, соблюдение трудовой дисциплины, целеустремленность, умение вести переговоры с заказчиками

Http://old. jobinmoscow. ru:8092/linkres. php? link=1144310791

В 1992 году указом президента РФ Туапсинский НПЗ был включён в состав НК Роснефть.

Http://ruwikiorg. ru/wiki/%D0%A2%D1%83%D0%B0%D0%BF%D1%81%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%9D%D0%9F%D0%97

Координаты: 44°06′15″ с. ш. 39°05′55″ в. д. / 44.10428999999999888° с. ш. 39.09875399999999956° в. д. / 44.10428999999999888; 39.09875399999999956 (G) (O) (Я)

В 1992 году указом президента РФ Туапсинский НПЗ был включён в состав НК Роснефть.

Http://www. turkaramamotoru. com/ru/%D0%A2%D1%83%D0%B0%D0%BF%D1%81%D0%B8%D0%BD%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%B4-491727.html

Туапсинский нефтеперерабатывающий завод, с 2005 г. зарегистрированный как ООО “РН-Туапсинский НПЗ”, входит в состав нефтяной компании «Роснефть». Установленная полная мощность завода, согласно первому этапу модернизации – 12 млн. т. сырья в год. Место расположения – г. Туапсе в Краснодарском крае. Завод составляет комплекс совместно с морским терминалом ООО “РН-Туапсенефтепродукт”.

Продукция НПЗ реализуется на территории РФ и за ее границами. На экспорт через Туапсинский нефтеналивной терминал поставляется около 90% продукции.

Основная продукция, выпускаемая НПЗ – бензины, мазут, дизельное топливо, сжиженный газ. Предприятие перерабатывает западносибирскую нефть и нефть с юга России.

Завод находится в собственности компании ОАО НК «Роснефть». ОАО «Роснефть-Туапсинский НПЗ» было образовано в мае 1994 года результате приватизации государственного предприятия «Туапсинский нефтеперерабатывающий завод» в льготном варианте. “Роснефть” получила контрольный пакет акций Туапсинского НПЗ, в декабре 2004 года приобретя 40% акций предприятия, увеличив принадлежащий ей пакет акций до 79,53%. Основным акционером нефтяной компании является ОАО «Роснефтегаз», имея на группу 69,5 % акций. Само ОАО НК «Роснефтегаз» полностью принадлежит государству (100% акций).

На данный момент Туапсинский НПЗ полностью модернизируется. В его составе на 2015 г. работает установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-12, объединённая в один мощный комплекс. Установлено частично оборудование для производства диз. топлива. Устанавливаются колонны риформинга, реакторы гидрокрекинга и прочее оборудование, рассчитанное на производство высокооктановых бензинов и других высококачественных видов топлива.

В 1929 г. запуск в эксплуатацию. Первоначально перерабатывалось 14 тонн продукта.

В 1949 г. возврат НПЗ в г. Туапсе. В этом же году введены в работу атмосферные трубчатки, две крекинг-установки, кислотно-щелочная установка.

В 1992 г. начало приватизации завода и переименование в ОАО «Роснефть-Туапсинский».

В 1994 г. установка четырех новых нагревательных печей. Произведена замена ряда оборудования (в частности, смена насосов на центробежные, замена теплообменников, холодильного оборудования и т. д.).

В 2013 г. запуск установки ЭЛОУ-АВТ-12 с секцией гидроочистки нафты. Окончание первого этапа модернизации.

На полную модернизацию Туапсинского НПЗ и замену устаревшего оборудования выделено около 470 млрд. руб. Модернизация позволит существенно нарастить объемы переработки и увеличить глубину с 54% до 98,5%. Строительство нового НПЗ осуществляется в 3 этапа. 1-й этап был завершен в октябре 2013 г. запуском ЭЛОУ-АВТ-12. 2-й этап предполагает выпуск бензинов, дизтоплива экологического стандарта Евро-5, а так же авиакеросина (завершение запланировано на конец 2016 г.). На 3-м этапе будет введена в эксплуатацию установка флексикокинг, для глубокой переработки нефти и остатков.

После окончания реконструкции в 2017 году туапсинское предприятие станет крупнейшим заводом в Европе по глубокой переработке нефти.

Кроме того модернизируется собственная ТЭЦ с установкой новой турбины. трансформаторные подстанции и системы управления с дублированными двигателями. На Туапсинском НПЗ реализуется инвестиционный проект по созданию распределенной энергетики. Завод даже при полной загрузке будет потреблять меньше энергии, чем обычно. Оставшаяся же часть будет выделяться в общую городскую сеть.

Так же построены парки резервуаров сырой нефти и товарной продукции, центральная лаборатория, насосная станция и пожарное депо.

Основная деятельность Туапсинского НПЗ будет направлена на производство высококачественного топлива, соответствующего мировым стандартам качества (в частности классы Евро – 4, 5).

Наличие в составе морского порта, открывает широкие перспективы по экспорту качественной продукции.

В связи с полной модернизацией краткая справочная информация актуальна по 2013 г.

В 2013 г. Туапсинским НПЗ переработано 5,57 млн. т. сырья (в 2012 г. – 4,55 млн. т.). Глубина переработки составила 53,87 %. Выпущено нефтепродуктов – 5,46 млн. т. В предыдущем году – 4,46 млн. т. Из них произведено: бензинов – 1,15 млн. т, дизельного топлива – 1,78 млн. т, мазута – 2,5 млн. т (в 2012 г. – 0,95, 1,44, 2,02 млн. т. соответственно).

На 2015 г. объем переработанной нефти первичным процессом должен составлять чуть меньше 12 млн. тонн.

Http://energybase. ru/en/processing-plant/tuapse-refinery

Автоматизация расчета заработной платы на предприятии и кадрового учета, автоматизация бухгалтерского и налогового учета.

ООО «РОСНЕФТЬ «ТУАПСИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД» – Туапсинский НПЗ в Краснодарском крае является частью вертикально интегрированной структуры НК «Роснефть» с момента ее основания. Это наиболее выгодно расположенный завод Компании и единственный российский НПЗ на побережье Черного моря. Туапсинский НПЗ был введен в эксплуатацию в 1929 г. Мощность завода составляет 5,0 млн т (36,6 млн барр.) нефти в год. Завод перерабатывает западносибирскую нефть, которая поставляется по системе трубопроводов АК «Транснефть», а также нефть, добываемую Компанией на юге России и поставляемую на НПЗ по трубопроводам АК «Транснефть» и железнодорожным транспортом. Завод специализируется на выпуске моторного топлива.

Причинами для внедрения послужили неудовлетворенность руководства механизмами автоматизации регламентированного учета.

Доработка системы бухгалтерского учета согласно регламенту работы компании;

Разработка отчетности по дополнительным унифицированным формам.

На втором этапе: доработка систем и подсистем конфигурации с целью стратегического управления материальными, финансовыми и информационными потоками в процессе закупки, снабжения, производства, сбыта, перевозки и хранения товаров и готовой продукции.

На третьем этапе: внедрение функций бухгалтерского и налогового учета.

Автоматизация Управления подсистем Бухгалтерского и Налогового учета

Руководством предприятия было принято решение об автоматизации на основе программного продукта «1С: Управление производственным предприятием 8» в рамках преемственности. В компании уже использовались средства автоматизации на базе программных продуктов «1С:Бухгалтерия 7.7»;«1С:Зарплата и Кадры 7.7».

Специфика работы данного предприятия: в настоящее время ООО «Роснефть – «Туапсинский НПЗ» осуществляет комплексные программы расширения и модернизации терминалов с целью обеспечения соответствия их мощностей планируемым объемам экспорта.

– автоматизация бухгалтерского и налогового учета субподрядного строительства и нефтепереработки.

Увеличить достоверность учета себестоимости; Более точно учесть специфику учета данной компании.

Информационная система «Управление капитальным строительством» (далее 1С «ИСУ КС»)

Является специализированным отраслевым решением для автоматизации управления строительным производством в ООО «Роснефть – «Туапсинский НПЗ» (подразделение «Управление капитальным строительством»).

Руководством предприятия было принято решение об автоматизации Управления капитальным строительством на основе программного продукта «1С:Предприятие 8. Управление строительной организацией».

Подразделение «Управление капитальным строительством» включает в себя следующие отделы:

Количество рабочих автоматизированных мест в данном подразделении 250.

Бухгалтерская служба, финансовый отдел, служба материально технического обеспечения выполняет свою работу в программных продуктах «1С:Управление производственным предприятием 8» и SAP R3. В программном продукте SAP R3 регистрируются разделительные ведомости, спецификации, заявки на закупку оборудования. В «1С:Управление производственным предприятием 8» регистрируются финансовые обязательства с поставщиками и подрядчиками, заказы поставщикам на закупку оборудования и материалов, отчеты агента о закупке оборудования, приход оборудования и материалов на склад, передача оборудования в монтаж подрядчику, выполняется работа бухгалтерской службы по ведению бухгалтерского учета. «1С:ИСУ КС» на основе ПП «1С:Предприятие 8. Управление строительной организацией» регистрируется учет строительства. Информационные потоки данных передаются в режиме реального времени из SAP R3 в «1С:Управление производственным предприятием 8» затем в«1С:ИСУ КС» и обратно в «1С:Управление производственным предприятием 8» .

В ходе автоматизации подразделения «Управление капитальным строительством» в «1С:ИСУ КС» были реализованы следующие функциональные возможности:

1.1 Регистрация договоров (ИГИ, ПСД, РД) и календарных планов к договорам (по этапам, срокам и суммам);

1.2 Регистрация доп. соглашений к договорам (изменение календарных планов договоров);

план-факт получения проектной сметной документации (ПСД) от проектных институтов в подразделение УКС; реестр переходящих договоров; реестр действующих договоров; остаток по договорам.

1.7 Регистрация извещения об изменении ПСД и автоматическое оповещение пользователей.

2.1 Проверка кодировки полученной рабочей документации от проектных институтов;

2.2 Введение инвентарной книги (присваивание инвентарного номера, размещение в «ИСУ КС» электронных файлов смет);

2.4 Автоматическое оповещение пользователей об утверждении рабочей документации;

2.5 Регистрация выдачи рабочей документации в производство с установленными плановыми сроками возврата;

выдача – возврат архивной документации; план – факт получения ПСД от УПР.

3.2 Регистрации договоров (СМР) и календарных планов к договорам (по этапам, срокам и суммам);

3.3 Регистрации доп. соглашений к договорам (изменение календарных планов договоров);

план – факт получения ПСД от УПР; реестр переходящих договоров; реестр действующих договоров; остаток по договорам.

4.2 Загрузка КС – 2 подрядчика (автоматическая проверка загруженных КС – 2 со сметными данными);

4.3 Загрузка КС – 2 подрядчика в ценах периода отличных от цен, заложенных в сметах;

4.4 Привязка ОС – 15 (при закупе оборудования подрядчиком), Отчет подрядчика о смонтированном оборудовании (при закупе оборудования заказчиком) к КС – 2;

6.3 Регистрация заявок на закупку оборудования ( SAP R3 затем автоматически в «1С:Управление производственным предприятием 8» );

6.4 Автоматическое формирование отчетов подрядчика о смонтированном оборудовании;

6.5 Формирование приложения №1 к Отчету агента о смонтированном оборудовании при закупе оборудования заказчиком.

8.2 Формирование Отчета агента (ПИР, СМР, Землеустройство, Аренда земли);

8.4 Автоматическое формирование акта приема – передачи первичных документов;

8.6 Автоматическое формирование КС – 11 при закрытии договора подрядчика;

Формирование карточек объекта (с учетом всех зарегистрированных затрат); Формирование суммарной карточки (по всем объектам за период).

9.4 Получение факта оплаты из «1С:Управление производственным предприятием 8» ;

9.5 Получение факта освоения оборудования не входящего в смету строек из «1С:Управление производственным предприятием 8» ;

О мониторинге стоимости и сроков строительства объектов инвестиционной программы Форма 14; Движение незавершенного строительства по объектам; Финансирование капитальных вложений форма 9.5; Мониторинг финансирования и освоения; Смета содержания службы заказчика; Мониторинг стоимости объектов по итогам тендеров; Capex Бизнес-План; Аналитическая информация по перераспределению финансирования по результатам образовавшейся экономии/перерасхода;

Приложение 9.1 План капитальных вложений на год; Корректировка капитальных вложений по объектам; Помесячная разбивка утвержденного бизнес-плана капитальных вложений; Информация об инвестиционном проекте; Фактическое финансирование капитальных вложений по крупным объектам; Отчёт по финансированию по наиболее важным объектам; Показатели выполнения инвестиционной программы и бизнес-план; Перечень показателей для расчета интегрального рейтинга; Карточка объекта.

10.1 Автоматическое формирование презентации для «НК Роснефть» в формате Power point.

Результатом внедрения является специализированное ПО, предназначенное для автоматизации формирования календарных планов строительства, потребности в необходимых ресурсах, а также для ведения производственного учета и анализа хода выполнения проектно-изыскательских работ, строительно-монтажных работ, пуско-наладочных работ, всего комплекса процессов, сопровождающих капитальное строительство – начиная от закупки МТР и заканчивая получением сводной аналитической отчетности в различных разрезах. Система интегрирована с SPF, порталом Share Point, частично с SAP. Система базируется на Корпоративной НСС. Планируется интеграция с Primavera.

Количество рабочих автоматизированных мест в данном подразделении: 250

Http://www. proekt-it. ru/vipolnenie-proekti/ooo-rosneft-tuapsinskiy-npz-14

МОСКВА, 18 дек – ПРАЙМ. Глава “Роснефти” Игорь Сечин встретился с президентом Кубы Раулем Кастро, обсудили поставки нефти и нефтепродуктов и совместные проекты, сообщается на сайте “Роснефти”.

“Главный исполнительный директор ПАО “НК “Роснефть” Игорь Сечин в рамках рабочей поездки в Латинскую Америку был принят президентом Республики Куба Раулем Кастро. В ходе встречи стороны обсудили ряд вопросов, связанных с развитием двухсторонних отношений в области поставок нефти и нефтепродуктов в Республику Куба, реализацией совместных добычных проектов на суше и перспективами развития проектов на шельфе”, – говорится в сообщении.

Также стороны оценили возможность взаимодействия при модернизации нефтеперерабатывающего завода в городе Сьенфуэгос.

Отмечается, что Сечин и Кастро выразили надежду на активное развитие углеводородного потенциала страны за счет опыта и технологических компетенций “Роснефти”.

Как отмечает компания, “Роснефть” продолжает работу по расширению сотрудничества с компанией Cubametales. В мае и июне 2017 года в адрес Cubametales были организованы поставки 200 тысяч тонн нефти в рамках межправительственного соглашения между Кубой и РФ, а в июле и августе – отгружены базовые масла общим объемом около 17 тысяч тонн.

В ходе дальнейших переговоров с Cubametales был согласован и подписан договор на последующие поставки нефти и нефтепродуктов. В октябре представители “Роснефти” ознакомили кубинскую делегацию с ходом реконструкции Туапсинского НПЗ. Также в октябре “Роснефть” сообщала, что планирует развивать сотрудничество с Кубой в расширении объема поставок и добычи нефти, а также модернизации НПЗ в Сьенфуэгосе.

Http://corp.1prime. ru/energy/20171218/828266704-print. html

Экономическая оценка ущерба от загрязнения атмосферного воздуха выбросами асфальтобетонного завода. Расчет приземной концентрации загрязняющих веществ на различных расстояниях от него. Рекомендации по повышению экологической безопасности производства.

Состав атмосферного воздуха и его значение. Источники загрязнения почвы. Влияние человека на растительный и животный мир. Исследование радиоактивного загрязнения биосферы. Анализ негативного воздействия автомобильного транспорта на окружающую среду.

Рассмотрение понятия и наиболее распространенных видов отрицательного воздействия человека на биосферу. Изучение истории антропогенных экологических катастроф. Раскрытие основных причин глобальных и локальных кризисов и обозначение путей выхода из них.

Характеристика проблемы резкого ухудшения геоэкологического состояния окружающей среды Узбекистана в результате индустриального развития. Изучение степени техногенного воздействия на окружающую среду в процессе освоения нефтегазоносных месторождений.

Анализ существующих экологических характеристик состояния окружающей среды в районе расположения промышленного объекта. Определение числа загрязняющих веществ при въезде и выезде автомобилей со стоянки. Расчет максимальной приземной концентрации.

Характерные антропогенные радиационные воздействия на окружающую среду, влияние атомных станций на нее. Ограничение опасных воздействий АС на экосистемы и уничтожение опасных отходов. Особенности нормирования уровня загрязнения окружающей среды.

Составные части биоценоза. Виды и динамика экосистемы. Экологические последствия загрязнения гидросферы. Регламентация воздействия на биосферу: экологическая стандартизация, нормирование, оценка воздействия, экспертиза, сертификация, лицензирование.

Особенности введенной в эксплуатацию в 2013 г. на Туапсинском нефтеперерабатывающем заводе установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-12. Количественный химический анализ газовых выбросов печи, процентное содержание компонентов О2, N2, СО в них.

Результаты экспериментальных исследований по оценке влияния пылевых выбросов в атмосферу от источников асфальтобетонных заводов на концентрацию и фракционный состав пыли в атмосферном воздухе. Мероприятия по снижению пылевыделений в окружающую среду.

Анализ промышленной площадки предприятия. Характеристика мероприятий по охране атмосферы и способов пылеулавливания. Изучение контролируемых параметров загрязнения окружающей среды. Подбор аппаратуры для мониторинга выбросов загрязняющих веществ.

Http://allbest. ru/o-3c0a65635b3bd78a5c43a88521316d27-9.html

Posted in НПЗ, НПЗ

Ростовский нефтеперерабатывающий завод

Posted on 14.05.2018 by nsistemy

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://rostov-na-donu. pzem. ru/industry/npz/

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

Афипский нефтеперерабатывающий завод из-за сокращения поставок нефти ОАО “АК “Транснефть”” остановил одну из своих нефтеперерабатывающих установок. Руководство предприятия прогнозирует вызванные этим потери НПЗ в выручке за второе полугодие 2009 года в сумме порядка 11 млрд рублей. По мнению аналитиков и экспертов рынка, снижение выработки продукции на Афипском НПЗ может негативно повлиять на деятельность независимых продавцов нефтепродуктов, которые будут вынуждены поднять розничные цены на своих заправках.

Половина мощностей ООО “Афипский нефтеперерабатывающий завод” (принадлежит ООО “Объединенная нефтяная группа”) простаивает из-за сокращения поставок нефти, сообщил “Ъ” председатель профсоюзного комитета завода Виктор Соловьев. По словам источника “Ъ” на Афипском НПЗ, в рамках подготовки программы переработки на июль компания направила письмо в ОАО “АК” “Транснефть” с просьбой включить в план поставок на завод нефти в объеме 300 тыс. тонн, однако получила согласие на выделение только половины заявленного. Официально НПЗ поступил ответ, что прокачка запрашиваемого количества нефти невозможна по “техническим причинам”.

“Сложившаяся ситуация негативно влияет на работу завода. По нашим подсчетам, при квотах на прокачку в 150 тыс. тонн вместо заявленных 300 тыс. потери завода за второе полугодие 2009 года в выручке составят около 11 млрд рублей”, — рассказал “Ъ” представитель завода.

Завод уже приостановил работу одной из нефтеперерабатывающих установок. “Теперь, когда фактически половина завода простаивает, вынужденно отправлены в отпуск с последующим увольнением с 1 ноября 140 человек”, — говорит председатель профсоюзного комитета завода Виктор Соловьев.

Руководство АНПЗ направило письма главе администрации Краснодарского края Александру Ткачеву и председателю Заксобрания Краснодарского края с просьбой оказать содействие в обеспечении завода сырьем и регулярности прокачки. А профсоюзный комитет завода, обеспокоенный ситуацией с грядущими сокращениями, от своего имени направил письма президенту РФ, председателю правительства РФ, а также в краевой комитет профсоюзов.

В “Транснефти” “Ъ” комментарии по поводу сложившейся ситуации давать отказались.

“Вполне вероятно, что технические возможности трубы действительно позволяют пропускать лишь 150 тыс. тонн нефти для Афипского НПЗ. Необязательно сокращение поставок связано с монопольным положением “Транснефти”, надо знать список поставщиков нефти для завода, но он не раскрывается. Поскольку Афипский НПЗ входит в “БазЭл”, который в настоящее время испытывает долговые проблемы, невозможно исключать и тот вариант, что у них просто нет денег для закупки нефти и деньги уходят в холдинге на другие цели”, — рассуждает директор филиала ИК “Брокеркредитсервис” в Ростове Андрей Смурыгин.

Аналитик ИК “Файненшл Бридж” Дмитрий Александров полагает, что уменьшение поставок нефти повлечет за собой возрастание себестоимости производства тонны бензина и снижение рентабельности. “Но для них это не критично, думаю, в течение двух месяцев они смогут восстановить потери”, — говорит он. По его мнению, снижение выработки продукции на Афипском НПЗ может негативно повлиять на деятельность независимых продавцов нефтепродуктов (небольшие нефтебазы и автозаправки), которые приобретают ГСМ у Афипского, так как, столкнувшись с дефицитом, они будут вынуждены поднять розничные цены. “Однако для региона в целом это не создаст проблем. У Туапсинского НПЗ мощности в два раза больше, и он легко восполнит недостающее”, — заключил аналитик.

Http://rnd. russiaregionpress. ru/archives/3265

Компания "НЗНП" ФИЛИАЛ "РОСТОВСКИЙ" зарегистрирована 21 июля 2004 года, регистратор — Межрайонная Инспекция МНС России №6 по РОСТОВСКОЙ области. Полное наименование — ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЗНП" ФИЛИАЛ "РОСТОВСКИЙ". Компания находится по адресу: 344002, г. РОСТОВ-НА-ДОНУ, ул. 1-я ЛУГОВАЯ, д. 50. Основным видом деятельности является: "Хранение и складирование нефти и продуктов ее переработки". Юридическое лицо также зарегистрировано в таких категориях ОКВЭД как: "Производство нефтепродуктов", "Оптовая торговля прочим жидким и газообразным топливом", "Производство промышленных газов". Должность руководителя компании — директор. Организационно-правовая форма (ОПФ) — представительства и филиалы. Тип собственности — частная собственность.

ФЛ "ЭЙ СИ НИЛЬСЕН" В Г РОСТОВ-НА-ДОНУ, тел.: 956-12-90, факс: 146-0354 ООО "ШАПАРИ", тел.: 8632-226925 ООО "ФОРТ-РОСТОВ", тел.: 863-275-12-56 ООО АВТОКАРГО, тел.: 863-248-44-07 ООО "ЭДВАНС", тел.: 8-928-768-39-51 ООО "СЛАВЯНЕ", тел.: 86352-2260539 ООО РОСАГРОТЕСТ, тел.: 8-918-53-82-337 ООО "ЮЖНЫЙ", тел.: 8636-242788, факс: 22-27-61 ООО "КАРЕЛЬСКИЙ ГРАНИТ" МБУК КСП "КАВАЛЕРСКАЯ СБ", тел.: 24-5-24 ООО "ЮРДК", тел.: 863-2903232, 294-78-58, 294-78-50 ОП ООО "ТЕЛЛУРА" В Г САЛЬСКЕ, тел.: 8903-4306260, факс: 206-19-50 ООО "ЮЖНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ", тел.: 8632-244-13-20, факс: 244-13-20 ООО "РЭЖ №4", тел.: 86350-5-60-81, факс: 5-60-81 ООО "САНТА", тел.: 99-90-79 ООО ДКРПЦ ГАРМОНИЯ, тел.: +7 904 443-40-89 ООО ТЕРМОГРУПП-РОСТОВ, тел.: 8-961-300109, 268-74-08 ТСЖ РАССВЕТ 2, тел.: +7 952 608-87-98 ООО "ЛК ТЕРРА-ТРАНС", тел.: 86342-56211 ООО ДИАЛОГ, тел.: 8906-4168899

Муниципальное бюджетное общеобразовательное учреждение средняя общеобразовательная школа (военвед) г. Зернограда

Муниципальное бюджетное учреждение здравоохранения “Центральная городская больница” г. Азова

Муниципальное бюджетное общеобразовательное учреждение средняя общеобразовательная школа (военвед) г. Зернограда

РЖД предоставляет скидку на билеты из Ростова до Адлера Билет в купе на поезд Ростов – Адлер можно купить за 1299 рублей Билет на верхнее место в купе на поезд Ростов – Адлер можно будет купить от 1299 рублей.

12 ножевых ранений получил ростовчанин в кафе на Добровольского

27-летний мужчина в кафе на Добровольского устроил ссору с другим клиентом заведения. По версии следствия, конфликт спровоцировал сам подозреваемый. Мужчина нанес 28-летней жертве 12 ножевых ударов по всему телу.

Региональный бизнес-справочник "7m: Ростов-на-Дону и Ростовская область" содержит информацию о 104043 компаниях Ростовской области и предлагаемых ими товарах и услугах; данные по B2B-площадкам и организациям-закупщикам, участвующим в системах госзакупок и тендеров; извещения о проводимых аукционах, тендерах и государственных торгах; региональные новости и многое другое.

© 2011-2014 Сеть региональных бизнес-справочников "7m", последнее обновление — апрель 2018 года.

Http://rostov-na-donu7m. ru/company/nznp-filial-rostovsky-2yn8n

ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов» — нефтеперерабатывающее предприятие в Ростовской области. Входит в состав агропромышленной группы «Юг Руси». Единственный действующий НПЗ в Ростовской области. Завод специализируется на производстве мазута, печного, судового и дизельного топлива, прямогонного бензина.

Находится на территории Киселевского сельского поселения Красносулинского района в полутора километрах к северо-западу от города Новошахтинск. Территория предприятия разделена на две производственные площадки автотрассой М19 направлением Новошахтинск — Антрацит. Площадь основной производственной площадки составляет 300 га.

Отправка и принятие грузов железнодорожным транспортом осуществляется от станции Несветай СКЖД. В качестве подъездного пути используется часть закрытой железнодорожной линии Несветай — Должанская

В 2004 году Законодательное собрание Ростовской области приняло областной Закон «О приоритетном развитии шахтерских территорий». Одним из первых проектов, реализованных на шахтерских территориях области, стал Новошахтинский завод нефтепродуктов.

Строительство завода осуществлялось с 2005 по 2009 гг. Общий объём инвестиций в первую очередь завода, с учетом строительства экспортного терминала на реке Дон, составил 15 млрд руб. [1]

установка для получения товарных нефтепродуктов путём атмосферно-вакуумной перегонки нефти мощностью 2,5 млн тонн нефти в год резервуары для хранения сырой нефти (общий объём — 80 тыс. куб. м.) парк светлых нефтепродуктов (50 тыс. куб. м.) парк темных нефтепродуктов (75 тыс. куб. м.) железнодорожные эстакады котельный блок заводская лаборатория комплекс очистных сооружений [2]

НЗНП подключен к магистральному нефтепроводу ОАО АК «Транснефть» на участке Суходольная-Родионовская. На начальном этапе эксплуатации 1 млн тонн нефти в год НЗНП будет получать по врезке из системы «Транснефти», оставшиеся 1,5 млн тонн — по железной дороге.

Глубина переработки нефти, в зависимости от качества исходного сырья составляет 60-65 %. Примерно 50 % от объёмов производства составляют мазут, печное и судовое топливо, 30-32 % — дизельное топливо, 18-20 % — прямогонный бензин, поставляемый для дальнейшей переработки на нефтехимические предприятия. [3]

В 2009 году НЗНП произвел 378,8 тыс. тонн нефтепродуктов, в 2010 году — 1,9 млн тонн нефтепродуктов.

Http://org-wikipediya. ru/wiki/%D0%9D%D0%BE%D0%B2%D0%BE%D1%88%D0%B0%D1%85%D1%82%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%B4%D1%83%D0%BA%D1%82%D0%BE%D0%B2

В данном каталоге представлены основные промышленные предприятия, ведущие свою деятельность на территории Южного Федерального Округа Российской Федерации.

Тел./факс: +7 (8772) 57-05-71, 54-59-66, 54-33-35, 54-95-71, 54-16-62, 57-04-83, 57-09-56

350051, Россия, Краснодарский край, г. Краснодар, Шоссе Нефтяников, 37

353902 Россия, Краснодарский край, г. Новороссийск, Сухумское шоссе, 60.

353236, Россия, Краснодарский край, Северский р-он, пос. Афипский, промзона

352552, Россия, Краснодарский край, Мостовский р-н, с-ца Губская, Промзона1

352127, Россия, Краснодарский край, г. Тихорецк, ул. Красноармейская, 67

352931, Россия, Краснодарский край, г. Армавир, ул. Новороссийская, 2/4

416356, Россия, Астраханская обл., пос. Красные Баррикады, ул. Рабочая, 1

400075, Россия, Волгоградская обл., г. Волгоград, ул. 51 Гвардейская, 1, А

400011, Россия, Волгоградская обл., г. Волгоград, ул. Электролесовская 45.

400097, Россия, Волгоградская обл., г. Волгоград, ул. 40 лет ВЛКСМ, д. 57

400017, Россия, Волгоградская обл., г. Волгоград, ул. Тракторостроителей, 19 А

400063, Россия, Волгоградская обл., г. Волгоград, ул. Мачтозаводская, д. 1

Тел./факс: +7 (8443) 24-15-11, 24-15-12, 24-12-50, 24-12-63, 24-12-62, 24-14-85, 24-14-23

403342, Россия, Волгоградская обл., г. Михайловка, ул. Индустриальная, д.2

346413, Россия, Ростовская обл., г. Новочеркасск, ул. Машиностроителей, 7 a

346710, Россия, Ростовская обл., Аксайский р-н, хутор Большой Лог, Калинина ул, 68

347801, Россия, Ростовская обл., г. Каменск-Шахтинский, ул. Сапрыгина, д. 8

Тел./факс: +7 (8634) 39-01-09, 31-29-04, 39-00-16, 39-01-05, 32-25-13, 32-29-32, 32-25-14

Http://torgprominfo. com/promyshlennye-predpriyatiya/yufo-2/

Росавтодор и российские производители битума обсудили перспективы создания сети региональных битумных терминалов

Инициатива по созданию сети региональных логистических битумных терминалов реализуется Росавтодором в рамках поручения Президента РФ.

Подобные терминалы должны стать центрами региональной инновационной деятельности в сфере дорожного хозяйства, создавать на своей территории условия по доведению типовых дорожных вяжущих до повышенных требований, учитывающих потребности каждого конкретного района применения. А лабораторно-исследовательские центры при терминалах, будут способствовать освоению новых национальных стандартов и технических требований, предъявляемых на всех этапах строительства автомобильных дорог: от производства вяжущих на нефтеперерабатывающих заводах до их переработки на асфальтобетонных заводах и осуществления последующих дорожных работ. Началом реализации программы стало строительство и введение в действие Сальского битумного терминала, расположенного в поселке Рыбасово Ростовской области.

«Сегодня дорожная отрасль остро заинтересована в получении и применении нефтяных дорожных битумов с повышенными качественными показателями. Открытие регионального битумного терминала в Сальске вызвало у наших коллег большой интерес. Именно поэтому было принято решение провести выездное совещание на данной площадке», – отметил Игорь Астахов. В рамках совещания, участники также обсудили актуальные вопросы внесезонного хранения нефтяных дорожных битумов, расширения практики регионального хранения вяжущих и степень готовности государственных нефтяных компаний к началу производства с 1 сентября 2016 года битумов по межгосударственному стандарту ГОСТ 33133-2014.

Http://etp. rosavtodor. ru/eye/page/80/6113

– Госкомитета Совета Министров СССР по топливной промышленности (1962 – 1963);

– Госкомитета химической и нефтяной промышленности при Госплане СССР (1963 – 1964);

– Госкомитета нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности при Госплане СССР (1964 – 1965);

– Министерства нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР (1965 -).

Филиал занимался проектированием и реконструкцией нефтеперерабатывающих заводов, ремонтных предприятий отрасли, предприятий, производящих металлическую тару для нефтепродуктов.

Документы по проектированию установки гидроочистки дизельного топлива.

Приказы и распоряжения филиала по основной деятельности. Протоколы заседаний Технико-экономического совета и его секций. Тематические планы и титульные списки проектно-изыскательских работ. Планы по труду. Отчеты о выполнении планов проектно-изыскательских работ. Годовые отчеты финансово-хозяйственной деятельности. Отчеты о работе с кадрами. Штатные расписания. Документы месткома.

В фонде отложилась управленческая документация Ростовской-на-Дону проектной конторы Государственного научно-исследовательского и проектного института нефтяного машиностроения “Гипронефтемаш” и Ростовской-на-Дону проектной конторы Всесоюзного треста “Нефтезаводпроект”, предшественников Ростовского-на-Дону филиала ВНИПИнефть, за 1943 – 1950 гг.

Всесоюзный научно-исследовательский и конструкторско-технологический институт оборудования нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности (ВНИКТИнефтехимоборудование) Министерства нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР и его предшественник, г. Волгоград, 1966 –

Российский государственный архив научно-технической документации (РГАНТД)

Http://libinfo. org/index/index. php? id=9553

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ “НОВОШАХТИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД”

344072, Ростовская область, город Ростов-на-Дону, проспект 40-летия Победы, 2А

Компания с полным наименованием “ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ “НОВОШАХТИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД”” зарегистрирована 24.11.2003 в регионе Ростовская область по юридическому адресу: 344072, Ростовская область, город Ростов-на-Дону, проспект 40-летия Победы, 2А.

Регистратор “Межрайонная инспекция Федеральной налоговой службы № 26 по Ростовской области, №6196” присвоил компании ИНН 6167069890 ОГРН 1036167015708. Регистрационный номер в ПФР: 071056019301. Регистрационный номер в ФСС: 610700631961071.

Юридическое лицо, ОГРН: 1026104140688, ИНН: 6167055777, Доля: 7 400 руб.

Налоговый орган: Инспекция МНС России по Пролетарскому району г. Ростова-на-Дону, №6167

Налоговый орган: Инспекция МНС России по Пролетарскому району г. Ростова-на-Дону, №6167

Причина внесения изменений: Принятие юридическим лицом решения о ликвидации

– РЕШЕНИЕ О ЛИКВИДАЦИИ, ПРИНЯТОЕ УЧРЕДИТЕЛЯМИ (УЧАСТНИКАМИ) ИЛИ ОРГАНОМ ЮРИДИЧЕСКОГО ЛИЦА, УПОЛНОМОЧЕННОГО НА ТО УЧРЕДИТЕЛЬНЫМИ ДОКУМЕНТАМИ

Налоговый орган: Инспекция МНС России по Пролетарскому району г. Ростова-на-Дону, №6167

Причина внесения изменений: Формирование ликвидационной комиссии юридического лица, назначение ликвидатора (конкурсного управляющего)

– УВЕДОМЛЕНИЕ О ФОРМИРОВАНИИ ЛИКВИДАЦИОННОЙ КОМИССИИ ЮРИДИЧЕСКОГО ИЛИ НАЗНАЧЕНИИ ЛИКВИДАТОРА

Налоговый орган: Инспекция МНС России по Пролетарскому району г. Ростова-на-Дону, №6167

Причина внесения изменений: Составление промежуточного ликвидационного баланса юридического лица

– ИНОЙ ДОКУМЕНТ В СООТВЕТСТВИИ С ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВОМ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Налоговый орган: Инспекция МНС России по Пролетарскому району г. Ростова-на-Дону, №6167

– ЗАЯВЛЕНИЕ О ГОСУДАРСТВЕННОЙ РЕГИСТРАЦИИ ЮРИДИЧЕСКОГО ЛИЦА В СВЯЗИ С ЕГО ЛИКВИДАЦИЕЙ ПО РЕШЕНИЮ УЧРЕДИТЕЛЕЙ (УЧАСТНИКОВ) ИЛИ ОРГАНА ЮРИДИЧЕСКОГО ЛИЦА, УПОЛНОМОЧЕННОГО НА ТО УЧРЕДИТЕЛЬНЫМИ ДОКУМЕНТАМИ

– ИНОЙ ДОКУМЕНТ В СООТВЕТСТВИИ С ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВОМ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

– ИНОЙ ДОКУМЕНТ В СООТВЕТСТВИИ С ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВОМ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Налоговый орган: Инспекция МНС России по Пролетарскому району г. Ростова-на-Дону, №6167

Причина внесения изменений: Представление сведений об учете юридического лица в налоговом органе

Налоговый орган: Инспекция Федеральной налоговой службы по Пролетарскому району г. Ростова-на-Дону, №6167

Причина внесения изменений: Представление сведений об учете юридического лица в налоговом органе

Налоговый орган: Инспекция Федеральной налоговой службы по Пролетарскому району г. Ростова-на-Дону, №6167

Причина внесения изменений: Представление сведений о регистрации юридического лица в качестве страхователя в исполнительном органе Фонда социального страхования Российской Федерации

Налоговый орган: Межрайонная инспекция Федеральной налоговой службы № 25 по Ростовской области, №6195

Причина внесения изменений: Представление сведений о регистрации юридического лица в качестве страхователя в территориальном органе Пенсионного фонда Российской Федерации

Http://egrinf. com/9173641

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://rostov-na-donu. phct. ru/neftepererabatyvayushhij-zavod/

Кафедра обеспечивает выполнение федеральной и региональной компоненты образовательных программ ДГТУ по курсам:

Выпускники кафедры будут востребованы на предприятиях, деятельность которых связана с:

– электроосаждением коррозионностойких защитных и функциональных покрытий на металлические изделия;

– защитой металлических конструкций от электрохимической коррозии, в том числе объектов и оборудования нефтегазового комплекса;

– очисткой и осушкой добываемого газа, выделением из газа газового конденсата;

– переработкой нефтяного газа и газоконденсата (газоперерабатывающие заводы);

А также в академических и отраслевых институтах, промышленных компаниях, совместных предприятиях и структурах, род деятельности которых связан с разработкой и производством топлива, масел, смазок, разнообразных углеводородных продуктов специального назначения.

Профильные предприятия области и региона, где будут востребованы и смогут работать выпускники кафедры:

– ЗАО Краснодарский нефтеперерабатывающий завод «Краснодарэконефть» (КНПЗ-КЭН);

– ООО НК «РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод»; (нефтяная компания «Роснефть»);

– ООО «Лукойл-Нижегородниинефтепроект (нефтяная компания «Лукойл», г. Ростов-на-Дону);

Научно-исследовательская работа является одним из важнейших направлений деятельности кафедры. Научно-исследовательская работа (далее – НИР) кафедры осуществляется по двум основным направлениям: НИР профессорско-преподавательского состава и НИР студентов.

Преподаватели ведут научно-исследовательскую работу в рамках профиля кафедры. Научные интересы внутри этих тематик разнообразны, но все они отражают актуальные проблемы электрохимических процессов. В частности рассматриваются вопросы технологий электрохимических производств, катодной защиты от коррозии оборудования нефтегазового комплекса, коррозионного поведения металлов и сплавов.

Результаты научной работы отражаются в научных публикациях работников кафедры. Преподаватели кафедры принимают активное участие в организации и работе научно-практических конференций и круглых столов, проводимых в нашем учебном заведении и за его пределами.

Преподаватели кафедры успешно сочетают преподавательскую и научную деятельность с практикой.

На кафедре создан научно-исследовательский кружок студентов по теме «Исследование электрохимических процессов коррозии»

Большое внимание на кафедре уделяется научной работе студентов. Они выполняют курсовые и иные квалификационные работы по дисциплинам кафедры, активно участвуют в деятельности научных студенческих кружков. Выступают с докладами на студенческих научных конференциях, в том числе общероссийских и международных, под руководством преподавателей готовят статьи для публикации.

Http://donstu. ru/structure/science-education/khimicheskie-tekhnologii-neftegazovogo-kompleksa/

Posted in НПЗ, НПЗ

Навигация по записям

Предыдущие записи
Следующие записи