Из-за поправок в техрегламенте производство бензина АИ-92 останавливали на год.
Его вообще должны были исключить из оборота в 2012 году, но потом внедрение современных экологических норм приостановили, и АИ-92 разрешили еще на 3 года.
Дела в Ханты-Мансийске с каждым годом все лучше. Кстати, ориентировочно 22 февраля планируется самое значимое событие региона – будет добыта 10-миллиардная тонна нефти.
К тому же ЛУКОЙЛ сейчас ведет активную работу в переработке и модернизации своих НПЗ.
Согласно финансовой отчетности за 2010 год, объем переработки на собственных и зависимых НПЗ Группы (включая долю в переработке нефти и нефтепродуктов на комплексах ISAB и TRN) в 2010 году увеличился на 5,5% и составил 66,18 млн тонн. Рост объемов переработки на российских НПЗ Группы составил 1,7%, на зарубежных НПЗ – 14,6%.
Однако уже в 2011 году показатели немного снизились. По данным за 2011 год, переработка нефтяного сырья на заводах Компании за прошедший год составит 53,5 млн тонн, в том числе на российских НПЗ (с учетом мини-НПЗ) – 45,3 млн тонн, на зарубежных НПЗ – 8,2 млн тонн, благодаря увеличению доли Компании в комплексе ISAB до 60%.
По сравнению с 2010 годом, общий объем переработки снижен на 3% в связи с плановым простоем ЛУКОЙЛ-Одесский НПЗ и снижением загрузки НПЗ в Болгарии, который тем не менее начал свою модернизацию.
Объем реализации нефтепродуктов и продуктов газопереработки в розницу через сбытовые общества ЛУКОЙЛа составит 15,7 млн. тонн, что на 6,1% выше 2010 года.
По российским обществам нефтепродуктообеспечения реализация выросла на 17,8% и составила 8,3 млн. тонн.
Урайский НПЗ ежедневно выпускает примерно 40 тыс тонн бензина. До этого завод почти год производил только дизельное топливо, так как на выпуск более качественного бензина у предприятия не было технических возможностей, в основном упор шел на АИ-92.
«Для того, чтобы привести в соответствие бензин к классу 5, необходимо снижение ароматических углеводородов и бензола, который является одним из самых вредных компонентов, содержащихся в бензине. Это – канцерогенный компонент», – сказал заместитель директора НПЗ ТПП Урайнефтегаз А. Мусаллямов.
ЛУКОЙЛ сейчас активно занялся модернизацией своих производств, уделяя особое внимание нефтепереработке.
На Урайском НПЗ в этом году планируется выпустить 13 тыс тонн бензина. Весь он уйдёт на югорские предприятия и автозаправочные станции округа. Завершение модернизации запланировано на 2015 год.
«Ближе к концу 2013 года запустим блок изомеризации на когалымском НПЗ, с целью получения топлива евро 4, 5. То же самое будет сделано по Урайскому НПЗ, но годом позже», – говорит вице-президент ЛУКОЙЛа, генеральный директор Лукойл – Западная Сибирь А. Шамсуаров.
На территории деятельности предприятия завершается строительство компрессорной станции (КС) Филипповского месторождения, мультифазной насосной станции Западно-Тугровского и реконструкция КС Мортымья-Тетеревского месторождений.
Http://neftegaz. ru/news/view/101628-LUKOYL-vozobnovil-vypusk-benzina-na-Urayskom-NPZ
Производственные и технологические особенности малотоннажного нефтеперерабатывающего завода ТПП «Урайнефтегаз»
В последнее десятилетие в России наблюдается бум в строительстве мини-нефтеперерабатывающих заводов. Их возводят в самых различных регионах – от Мурманска до Якутии. Цели, преследуемые при строительстве мини-НПЗ, также различны. В некоторых регионах, как например в Свердловской, Челябинской, Орловской областях, – это политические мотивы и желание администрации регионов подчеркнуть свою независимость, самодостаточность. В то же время в отдаленных и труднодоступных районах Якутской и Тюменской областей – это насущная необходимость.
Несомненно, эксплуатация мини-НПЗ характеризуется рядом недостатков. К ним относятся, прежде всего, низкая глубина переработки вследствие невозможности комбинировать различные процессы нефтепереработки и нефтехимии в структуре мини-производства, худшие экономические показатели по сравнению с крупными нефтеперерабатывающими комплексами с обширным ассортиментом выпускаемой продукции, меньшая «гибкость» в переработке сырья различного качества. К тому же в настоящее время некоторые крупные нефтеперерабатывающие комплексы России недозагружены по сырью, их мощности используются только на 50-60 %.
В связи с этим строительство и эксплуатация мини-НПЗ экономически оправданы только:
• в местах, отдаленных от центров крупнотоннажного производства нефтепродуктов;
• для переработки сырья из труднодоступных месторождений с малыми запасами, разработка которых экономически невыгодна с точки зрения подачи добываемого сырья в магистральные нефтепроводы, но целесообразна для удовлетворения региональной потребности в нефтепродуктах;
• для обеспечения нефтепродуктами нефтедобывающих предприятий и их подрядных организаций, так как завоз и потребление нефтепродуктов по существующим ценам составляют наибольшую статью расходов указанных предприятий;
• для регионального обеспечения отдаленных от центра предприятий, расположенных вдоль магистральных нефтепроводов большой протяженности.
В 1994 г. руководством ТПП «Урайнефтегаз» было принято решение о строительстве малогабаритного НПЗ в Урае. Необходимость строительства собственного мини-НПЗ была обусловлена отдаленным географическим местоположением объектов добычи нефти и отсутстви6ем удобной транспортной схемы, в связи с чем снабжение региона нефтедобычи моторными топливами было крайне затруднено и экономически невыгодно.
Production and technological peculiarities of low-capacity refinery Uraineftegaz TPP
S. V. Kichigin (Urajneftegaz TPP), S. S. Gilmutdinov (Urajneftegaz OPN TPP), M. A. Mullayanov, T. V. Ishmuratov, A. Kh. Mussalyamov, V. A. Suslov (NPZ Urajneftegaz TPP)
Low-capacity refinery Urajneftegaz TPP block-diagram is presented. Problems are described that occurred in the course of its operation and methods towards their solution. The results of research performed in the refinery enabled a considerable improvement of equipment's performance and stability of products quality. It is noted that the composition and structure of the Urajneftegaz TPP refinery process plants ensure oil refining to produce a wide range of petroleum products.
В настоящее время НПЗ ТПП «Урайнефтегаз» включает установку атмосферной перегонки нефти, установку каталитического рифор-минга бензиновой фракции с блоком гидроочистки и узлом осушки водородсодержащего газа и регенерации катализаторов, блок производства битума (БПБ), а также вспомогательные технологические системы (объекты общезаводского хозяйства). Блок-схема НПЗ представлена на рисунке
В ассортимент выпускаемой продукции входят: высокооктановый бензин марок «Нормаль-80», «Регуляр-92», «Премиум-95» (ГОСТ Р51105-97), дизельное топливо марок Л-0,2-40 и 3-0,2-35 (ГОСТ 305-82), битум дорожный марки БНД 90/130 (ГОСТ 22245-90).
Первая очередь производства – модульная установка атмосферной перегонки нефти мощностью по сырью 100 000 т в год по проекту фирмы Ventech Engineers, Inc. (США) – была введена в эксплуатацию в конце 1995 г. Процесс первичной переработки нефти включал ректификацию нефти в сложной атмосферной колонне с выводом бензиновой, керосиновой и дизельной фракций.
Отрицательными факторами в работе атмосферной колонны явились перегруженность концентрационной секции по парам и недостаточная четкость разделения, а, как следствие, низкий отбор топливных фракций нефти от потенциально возможного. Основная
Причина заключается прежде всего в отсутствии промежуточных циркуляционных орошений колонны под тарелками вывода боковых погонов. Подача водяного пара в качестве испаряющего агента в основную атмосферную колонну и стриппинги, предусмотренная проектом, не решала указанных проблем. Кроме того, для снабжения НПЗ использовался насыщенный водяной пар, что крайне нежелательно в связи с повышением обводненности продукции и полуфабрикатов. В результате от подачи водяного пара пришлось отказаться.
Согласно проектной схеме система теплообмена установки атмосферной перегонки нефти предусматривала использование воды в качестве теплоносителя для охлаждения продуктов ректификации. Подобная схема охлаждения потоков оказалась неработоспособной из-за отсутствия системы подготовки воды и ее технологической непригодности как теплоносителя. Было решено отказаться от нее и использовать аппараты воздушного охлаждения. Перспективным является реализация возможности охлаждения нефтепродуктов сырой нефтью, поступающей на установку в качестве сырья.
Весной 1997 г в эксплуатацию была введена модульная установка каталитического риформинга бензиновой фракции с блоком гидроочистки сырья мощностью по сырью 25000 т в год, также смонтированная по проекту фирмы Ventech Engineers, Inc. (США).
Процесс каталитического риформинга на НПЗ осуществляется в трех реакторах. Основные характеристики и режимные параметры установки приведены ниже. Температура, °С:
Никельмолибденовый KF-8844 Q (Akzo Chemicals). Для получения высокооктанового бензина наиболее подходящим сырьем установки каталитического риформинга является фракция, выкипающая при температурах 80-180 °С. Однако из-за отсутствия в проектной схеме колонны стабилизации прямогонного бензина на установку каталитического риформинга в качестве сырья поступает широкая фракция: низкокипящие компоненты (н. к.)-180 °С. Следствием этого являются избыточное орошение отпарной колонны блока гидроочистки, а также загрузка реакционного блока риформинга низкокипящими компонентами, не участвующими в целевых реакциях риформинга, таких как дегидроциклизация, изомеризация и др. Для частичного решения данной проблемы было принято решение об изменении технологических параметров работы отпарной колонны блока гидроочистки: снижении давления с 2,15 до 1,75 МПа; выведении избыточной части орошения колонны через теплообменник в топливную систему завода для утилизации.
Проведенные мероприятия позволили получить гидрогенизат с началом кипения при температуре 56-60 °С.
Следует отметить, что на начальном этапе эксплуатации установки каталитического риформинга предпринимались попытки получить высокооктановый бензин марки «Премиум-95». Для этого во время планово-предупредительного ремонта в отпарной колонне блока гидроочистки нарабатывалась узкая бензиновая фракция 80-180 оС, которая и служила затем сырьем блока риформинга. В данном случае получали риформат с октановым числом 95-96 по исследовательскому методу с объемным содержанием бензола не более 5 %. Данный риформат вырабатывали два раза на третий и четвертый год эксплуатации установки в весьма незначительных количествах; при этом катализатор не обновлялся и не подвергался регенерации.
В октябре 2001 г после четырех лет работы катализатор установки каталитического риформинга потерял активность. Характерно, что потеря активности наблюдалась не более месяца, т. е. до этого времени отсутствовали явные признаки, указывающие на возможную потерю или снижение активности катализатора: основные режимные показатели практически оставались неизменными (не повышалась температура процесса, не снижалась концентрация водорода в ВСГ). Очевидно, нельзя констатировать то, что потеря активности произошла «резко» именно в данный короткий промежуток времени, однако была отмечена характерная особенность конкретного катализатора. Общепринятой схемой эксплуатации установок каталитического риформинга в межрегенерационный период является производство высокооктанового риформата на первом этапе с последующим уменьшением октанового числа продукта по мере снижения активности катализатора. Малотоннажные установки должны четко реагировать на изменения потребности в номенклатуре нефтепродуктов, и не исключена вероятность, что очередность производства бензина «Нормаль-80» и «Регуляр-92» может быть различной. Как в первые годы эксплуатации, так и в настоящее время установка каталитического риформинга НПЗ ТПП «Урайнефтегаз» часто вырабатывает риформат сначала с меньшим октановым числом, затем с большим, и далее снова с меньшим, удовлетворяя сложившуюся конъюктуру. В связи с этим, а также с учетом того факта, что в процессе пусконаладки установки каталитического риформинга были опробованы различные температурные режимы (вплоть до самых жестк
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет Менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.
Http://naukarus. com/proizvodstvennye-i-tehnologicheskie-osobennosti-malotonnazhnogo-neftepererabatyvayuschego-zavoda-tpp-urayneftegaz
Согласно документу в 2012 году марку бензина должны были исключить из оборота, но потом внедрение современных экологических норм приостановили. Ездить на 92-ом разрешили ещё три года. Между тем до значимого события в жизни округа осталось чуть больше недели. В двадцатых числах февраля нефтяники обещают добыть десятимиллиардную тонну нефти, передает ТК "Югра".
Ежедневно завод выпускает примерно 40 тысяч тонн бензина. В основном 92-го. На заказ производят и 80-ый. Возобновили выпуск высокоактанового топлива после очередных поправок в техническом регламенте. До этого почти год нефтеперерабатывающий завод производил только дизельное топливо, так как на выпуск более качественного бензина у предприятия не было технических возможностей.
«Для того, чтобы привести в соответствие бензин к классу 5, необходимо снижение ароматических углеводородов и бензола, который является одним из самых вредных компонентов, содержащихся в бензине. Это – канцерогенный компонент», – сказал заместитель директора НПЗ ТПП «Урайнефтегаз» Айдар Мусаллямов.
Сейчас на заводе готовятся к глобальным переменам. Модернизация производства – уже занесена в инвестиционную программу развития компании «Лукойл». Закончить её планируют к 2015 году.
«Ближе к концу 2013 года запустим блок изомеризации на когалымском НПЗ, с целью получения топлива евро 4, 5. То же самое будет сделано по урайскому НПЗ, но годом позже», – говорит вице-президент ОАО «Лукойл», генеральный директор ООО «Лукойл – Западная Сибирь» Азат Шамсуаров.
В этом году на нефтеперерабатывающем заводе планируют выпустить 13 тысяч тонн бензина. Весь он уйдёт на югорские предприятия и автозаправочные станции округа.
Http://www. angi. ru/news/2785529-%D0%9D%D0%B0-%D0%A3%D1%80%D0%B0%D0%B9%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%BC-%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%B5%D0%BC-%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D0%B5-%D0%B2%D0%BE%D0%B7%D0%BE%D0%B1%D0%BD%D0%BE%D0%B2%D0%B8%D0%BB%D0%B8-%D0%B2%D1%8B%D0%BF%D1%83%D1%81%D0%BA-%D0%B1%D0%B5%D0%BD%D0%B7%D0%B8%D0%BD%D0%B0/
Совокупная мощность НПЗ Компании на конец 2016 года составляет 82,1 млн т нефти в год.
Заводы Компании располагают современными конверсионными и облагораживающими мощностями и выпускают широкий спектр качественных нефтепродуктов. Российские заводы по технологическому уровню мощностей и показателям эффективности превосходят среднероссийский уровень, а европейские заводы Компании не уступают конкурентам и расположены вблизи ключевых рынков сбыта.
В 2016 году объем переработки нефти на НПЗ Группы составил 66,06 млн т.
ЛУКОЙЛ постоянно модернизирует перерабатывающие мощности, быстро реагируя на основные тенденции рынка. При модернизации НПЗ Компания применяет самые современные технологии для повышения качества выпускаемой продукции и снижения нагрузки на окружающую среду. Опережающими темпами вводятся европейские стандарты качества моторных топлив на всех заводах Группы. Это позволяет Компании получать значительные конкурентные преимущества, а также — дополнительную ценовую премию за экологичность и высокое качество продукции.
В 2011 году в российской нефтеперерабатывающей отрасли начался новый этап развития — государственные ведомства и нефтяные компании заключили соглашения о модернизации НПЗ, чтобы перейти на производство более качественных видов нефтепродуктов, а также обеспечить необходимые объёмы их выпуска для поставок на внутренний рынок.
Компания завершила свой масштабный инвестиционный цикл в 2016 году. Введен крупнейший в России комплекс глубокой переработки вакуумного газойля на Волгоградском НПЗ. На всех перерабатывающих организациях Группы реализовывалась масштабная программа повышения эффективности.
Помимо модернизации российских мощностей, ЛУКОЙЛ развивает свои зарубежные заводы. В период низких цен на нефть Компания выгодно использует преимущества вертикальной интеграции.
В среднесрочной перспективе на заводах Компании планируется освоение мощностей новых технологических объектов и оптимизация работы производств с учетом их ввода в эксплуатацию. По всем предприятиям разработаны программы повышения эффективности — Дорожные карты.
Нефтеперерабатывающие заводы Группы «ЛУКОЙЛ» входят в системообразующие списки предприятий России. Они оказывают существенное влияние на формирование ВРП, на занятость населения и на социальную стабильность в регионах.
* Глубина переработки, выход светлых нефтепродуктов и индекс Нельсона указаны без учета продукции мини-НПЗ, с учетом эффекта от кросс-поставок товарных нефтепродуктов между НПЗ Группы.
Объем переработки нефтяного сырья на российских НПЗ Группы в 2016 году остался на уровне предыдущего года и составил 41,8 млн т. Благодаря улучшению структуры выпуска продукции в результате своевременно завершенной модернизации, а также оптимизации загрузки вторичных процессов, в 2016 году российские НПЗ Группы продемонстрировали сильные финансовые результаты, несмотря на неблагоприятные макроэкономические условия.
Капитальные затраты на российских НПЗ Группы составили в 2016 году 28 млрд руб., что на 49% меньше уровня 2015 года. Снижение связано с окончанием основного инвестиционного цикла по модернизации нефтеперерабатывающих мощностей.
Нефтеперерабатывающий завод топливно-маслянонефтехимического профиля.
Перерабатывает смесь нефтей с месторождений севера Пермской области и Западной Сибири.
Нефть на завод поступает по нефтепроводам Сургут-Полоцк и Холмогоры-Клин.
Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по нефтепродуктопроводу Пермь-Андреевка-Уфа.
Основные конверсионные процессы — установки гидрокрекинга T-Star (65,2 тыс. барр./сут), каталитического крекинга (9,3 тыс. барр./сут), коксования (56,0 тыс. барр./сут).
Завод введен в эксплуатацию в 1958 году, и в 1991 году вошел в состав группы «ЛУКОЙЛ». В 1990-х годах на заводе реализована программа реконструкции коксовой установки, построена установка вакуумной дистилляции мазута, создано производство масел, введен комплекс природоохранных объектов, введена в строй установка по утилизации сероводорода и производству серной кислоты.
В 2000-х годах введен комплекс глубокой переработки нефти, введен узел подачи присадок в дизтопливо на установке гидродеароматизации, введена в строй установка изомеризации, проведена реконструкция установок АВТ, проведена модернизация атмосферного блока установки АВТ-4 с увеличением мощности на 125 тыс. т/год. В 2008 году мощность НПЗ была увеличена до 12,6 млн т/год.
В 2011—2014 гг. увеличена до 1 млн т/год мощность установки замедленного коксования, внедрена современная распределенная система управления на базе микропроцессорной техники на установках гидрокрекинга, производства водорода, узле подготовки сырья, установках деасфальтизации и депарафинизации, выполнена модернизация установки гидроочистки дизельного топлива, завершено техническое перевооружение вакуумного блока установки АВТ-4.
В 2015 году введен в эксплуатацию Комплекс переработки нефтяных остатков, позволяющий перейти на безмазутную схему и увеличить выход светлых нефтепродуктов, завершено также строительство энергоблока установленной мощностью 200 МВт.
В 2016 году Компания завершила реконструкцию Блока гидродеароматизации дизельного топлива установки гидрокрекинга. Это позволит увеличить производство зимних дизельных топлив, соответствующих стандарту Евро-5. Достигнута рекордная глубина переработки нефти – 97%.
Нефть на завод поступает по нефтепроводам Альметьевск-Нижний Новгород и Сургут-Полоцк.
Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по трубопроводу.
Основные конверсионные процессы — установка каталитического крекинга (80,0 тыс. барр./сут), установка висбрекинга (42,2 тыс. барр./сут).
Завод введен в эксплуатацию в 1958 году, в состав Группы «ЛУКОЙЛ» вошел в 2001 году.
В 2000-х годах реконструированы установки АВТ-5 и гидроочистки масел. Введено в эксплуатацию производство пищевых высокоочищенных парафинов, введены установка каталитического риформинга, установка изомеризации бензинов, модернизирован атмосферный блок АВТ-6, реконструированы установки гидроочистки, что позволило начать выпуск дизельного топлива по стандарту Евро-5. В 2008 году введена установка висбрекинга гудрона мощностью 2,4 млн т/год, что способствовало увеличению выпуска вакуумного газойля и снижения выпуска топочного мазута. В 2010 году введен в эксплуатацию комплекс каталитического крекинга вакуумного газойля, что позволило увеличить производство высокооктановых автомобильных бензинов на предприятии на 1,4 млн т/год, дизельного топлива на — 400 тыс. т/год, выход светлых нефтепродуктов — на 12%. Проведена реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива.
В 2011—2014 гг. введена в эксплуатацию установка фтористоводородного алкилирования, завершена реконструкция АВТ-5, а на установке АВТ-1 внедрена современная распределенная система управления. Завершено расширение резервуарных парков хранения нефти и нефтепродуктов, позволяющих обеспечить резерв по нефти, а так же оптимизировать логистику мазута. Проводились работы по поставкам оборудования и введению инфраструктурных объектов для подготовки к введению в эксплуатацию Комплекса каталитического крекинга №2 и Вакуумного блока ВТ-2. В 2015 году объекты введены в эксплуатацию.
В 2016 году была расширена сырьевая корзина, что привело к увеличению выпуска дизельного топлива и бензина без увеличения производства мазута.
Перерабатывает смесь легких западно-сибирских и нижневолжских нефтей.
Готовая продукция отгружается железнодорожным, речным и автомобильным транспортом.
Основные конверсионные процессы — установки коксования (2 шт. мощностью 24,0 тыс. барр./сут), гидрокрекинга (мощностью 67,0 тыс. барр./сут).
Завод введен в эксплуатацию в 1957 году, в состав Группы «ЛУКОЙЛ» вошел в 1991 году. До середины 2000-х гг. были пущены станция смешения бензинов и эстакада слива нефти, установки гидроочистки дизельного топлива, стабилизации прямогонных бензинов и газофракционирования предельных углеводородных газов.
В 2004—2010 гг. введена первая очередь установки прокалки кокса, установка изомеризации мощностью 380 тыс. т/год, построена установка каталитического риформинга. Реконструирован и введен в эксплуатацию вакуумный блок установки АВТ-6. Введена в эксплуатацию автоматизированная станция смешения автобензинов, а также установки производства инертного газа и рекуперации паров на наливной эстакаде. Начато производство дизельного топлива под маркой «ЭКТО».
В 2010—2014 гг. выполнена модернизация гидроочистки дизельного топлива, введены в эксплуатацию блок концентрирования водорода, новая установка замедленного коксования мощностью 1 млн т/год, установка гидроочистки дизельного топлива мощностью 3,0 млн т/год., вторая нитка установки прокаливания кокса с увеличением мощностей по прокаливанию до 280 тыс. т/год. В 2014 году завершена поставка и монтаж всего основного оборудования установок гидрокрекинга и производства водорода Комплекса глубокой переработки вакуумного газойля. Реализация проекта позволит значительно увеличить производство дизельного топлива, соответствующего стандарту ЕВРО-5.
В 2015 году введена в эксплуатацию установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-1, позволяющей повысить эффективность переработки и увеличить мощность по переработке нефти до 15,7 млн т/год.
В 2016 году состоялся ввод в эксплуатацию комплекса глубокой переработки вакуумного газойля. Мощность крупнейшего в России Комплекса глубокой переработки вакуумного газойля составляет 3,5 млн т/год. Он был построен в рекордно короткие сроки — за 3 года. В состав комплекса также вошли установки по производству водорода и элементарной серы, объекты заводского хозяйства.
Реализация проекта позволит увеличить на 1,8 млн т/год производство дизельных топлив класса ЕВРО-5, на 0,6 млн т/год компонентов автомобильного бензина и 0,1 млн т/год сжиженных газов. Выпускаемая продукция будет востребована, прежде всего, в южных регионах России.
Http://www. teboil. ru/ru/Business/Downstream/OilRefining
Реагенты химические, насосы глубинные, трубы стальные, штанги, стеллажи-стойки, кабелеукладчики. Нефть и газ попутный.
Реагенты химические, насосы глубинные, трубы стальные, штанги, стеллажи-стойки, кабелеукладчики, нефть и газ попутный.
Сырая нефть, нефтеносные пески и сланцы, Газы природные, Мебель и стеллажи промышленные и лабораторные, Химикаты для лабораторий и микробиологии, Металлоконструкции для строительных работ, Металлоконструкции трубчатые стальные, Трубы и трубки из черных металлов и сплавов, Металлические изделия различного назначения, Штанги раздвижные из металла для фиксации грузов при перевозке, Оборудование распределения электроэнергии различного применения, Системы кабелепроводов для укладки под полом, Кабельная и проводная арматура для линий электропередачи, Устройства натяжения и оборудование для укладки электрических кабелей, Насосы классифицированные по области использования, Насосы для глубоких скважин, Машины и оборудование для подземных горных и шахтных работ (продолжение), Штанги буровые для рудников и шахт, Сверлильные, буровые и погружные машины и оборудование для гражданской строительной индустрии, Штанги буровые для гражданского строительства, Машины и оборудование для извлечения нефти, газа и воды, Штанги насосные и всасывающая арматура для нефтяных скважин
Организация размещена в разделе «Нефтеперерабатывающие заводы Урая» рубрики «Промышленные, производственные и перерабатывающие предприятия» нашего справочника. Региональная принадлежность организации – Урай и Урайский городской округ, Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, Россия. Компания УРАЙНЕФТЕГАЗ ТПП находится по адресу Ленина улица, 116-А в Урае. Связаться с администрацией можно по телефонам (34676)2-00-55, (34676)4-40-98, (34676)2-00-37, (34676)2-00-64, (34676)4-25-12, (34676)2-00-02, (34676)2-00-23 используя код города 34676.
Http://www. companypage. ru/%D1%83%D1%80%D0%B0%D0%B9_%D0%B8_%D1%83%D1%80%D0%B0%D0%B9%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%B3%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B4%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B9_%D0%BE%D0%BA%D1%80%D1%83%D0%B3/%D1%83%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%B3%D0%B0%D0%B7_%D1%82%D0%BF%D0%BF. html
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://urai. phct. ru/neftepererabatyvayushhij-zavod/
1 Основные факты нефтепереработка, газопереработка, нефтехимия И сбыт СТрАТеГиЯ Максимизация объемов переработки нефти; Производство высококачественных и экологически чистых нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью; Применение новейших технологий; Контроль за производственными издержками; Оптимизация логистики: снижение транспортных затрат; Увеличение эффективности торговых операций; Увеличение объемов розничной реализации нефтепродуктов и сопутствующей продукции и услуг. ОСНОвНЫе ФАКТЫ 2010 НПЗ, шт. 9 Переработка нефти, млн т 66,18* Загрузка мощностей, % 92,6 ГПЗ, шт. 4 Переработка газа, млн м Нефтехимические заводы, шт. 4** Выпуск нефтехимической продукции, тыс. т АЗС, шт Экспорт нефти, млн т 40,6 Экспорт нефтепродуктов, млн т 25,8 Реализация нефти, млн т 51,38 Оптовая реализация нефтепродуктов, млн т 91,02 Розничная реализация нефтепродуктов, млн т 14,34 чистая прибыль по бизнес-сегменту, млн долл Капитальные затраты в бизнес-сегменте, млн долл численность работников в бизнес-сегменте, тыс. человек 68,1 * С учетом НПК ISAB и НПЗ TRN ** C учетом НПЗ в бургасе ПЕРЕРАбОТКА И СбыТ являются вторым ВАжНыМ бизнес-сегментом ГРУППы «ЛУКОЙЛ» Развитие этого сегмента позволяет Компании снизить зависимость от высокой ценовой волатильности на рынке нефти и улучшить свои конкурентные позиции в основных регионах деятельности путем выпуска и реализации высококачественной продукции с высокой добавленной стоимостью. Таким образом, развивая бизнес-сегмент переработки и сбыта, ЛУКОЙЛ защищает многомиллиардные инвестиции в разведку и разработку месторождений, что, в свою очередь, служит гарантией стабильного роста доходов акционеров. Развитие данного бизнес-сегмента является неотъемлемой частью стратегии Компании, нацеленной на формирование в долгосрочной перспективе баланса между сегментами разведки и добычи и переработки и сбыта. (В настоящее время на заводах Компании может быть переработано более 75% добываемой нефти). Сегодня ЛУКОЙЛ выпускает широкий ассортимент высококачественных нефтепродуктов, продукции газопереработки и нефтехимии и реализует свою продукцию оптом и в розницу более чем в 30 странах мира. моторные масла ЛуКойЛ соответствуют международным требованиям, предъявляемым обществом автомобильных и авиационных инженеров (SAE), американским институтом нефти (API), европейским союзом автомобильных производителей (AcEA), ассоциацией автомобильных инженеров россии (ааи). наши масла созданы по самым передовым технологиям с использованием эффективных присадок зарубежных и отечественных производителей.
2 48 основные регионы группы «лукойл» в секторе переработки и сбыта переработка нефти переработка Газа нефтехимия ЭлектрОЭнерГетика Сбыт
3 Основные факты нефтепереработка СТРЕМяСь СбАЛАНСИРОВАТь ОбъЕМы ДОбычИ И ПЕРЕРАбОТКИ НЕФТИ, ЛУКОЙЛ УДЕЛяЕТ ОСОбОЕ ВНИМАНИЕ РАЗВИТИю ИМЕющИХСя НПЗ, А ТАКжЕ РАССМАТРИВАЕТ РАЗЛИчНыЕ ВАРИАНТы ПРИОбРЕТЕНИя И СТРОИТЕЛьСТВА НОВыХ ПЕРЕРАбАТыВАющИХ МОщНОСТЕЙ Стратегической задачей группы «ЛУКОЙЛ» является максимизация добавленной стоимости выпускаемой продукции и прибыльности своих операций, а также повышение вклада нефтепереработки в формирование стоимости Компании. При создании ОАО «ЛУКОЙЛ» в 1993 году в его состав входили лишь два НПЗ, Пермский и Волгоградский, совокупной мощностью около 23 млн т/год. Сегодня Группе принадлежат четыре крупных НПЗ и два мини-нпз в России, три завода за рубежом на Украине, в болгарии, Румынии, а также доли в НПК в Италии и НПЗ в Нидерландах. С учетом доли в НПЗ TRN, приобретенной в 2009 году, совокупная мощность НПЗ Компании составляет 71,5 млн т/год нефти. нефтеперерабатывающие заводы группы «лукойл» * Нидерланды Италия * Мощность и объем переработки на НПK ISAB и НПЗ TRN указаны по доле Компании (49% и 45%, соответственно).
4 50 в 2005 году ЛуКойЛ первым из российских нефтяных компаний начал крупномасштабное производство дизельного топлива ЛуКойЛ евро-4 с улучшенными экологическими характеристиками на своих российских заводах. Это топливо соответствует европейским экологическим требованиям для дизельного топлива еn-590:2004, действующим в странах европейского союза с 2005 года. помимо продления срока службы двигателя и экономии топлива, использование дизельного топлива ЛуКойЛ евро-4 приводит к снижению выбросов канцерогенных веществ в атмосферу более чем в 2 раза. в 2010 году было реализовано 1,08 млн т ЭКто-дизтоплива (на 24% выше, чем в 2009 году). введение европейских стандартов топлива бензин Дизельное топливо 2011 Евро-5 Евро Евро-4 Евро Евро-4 Евро Евро-3 Евро Евро-3 Евро Евро-3 Евро Евро-4 Заводы Компании располагают современными конверсионными и облагораживающими мощностями и выпускают широкий спектр качественных нефтепродуктов. Российские заводы по качеству мощностей и показателям эффективности превосходят среднероссийский уровень, а европейские заводы Компании не уступают конкурентам. За годы объемы переработки нефти на НПЗ Группы выросли на 35,4% и достигли 66,18 млн т по итогам 2010 года (с учетом доли в переработке на комплексе ISAB и НПЗ TRN). ЛУКОЙЛ постоянно модернизирует перерабатывающие мощности, быстро реагируя на основные тенденции рынка. При модернизации НПЗ Компания применяет самые современные технологии для повышения качества выпускаемой продукции и снижения нагрузки на окружающую среду. Опережающими темпами вводятся европейские стандарты качества моторных топлив на всех заводах Группы. Это позволит Компании в будущем получать значительные конкурентные преимущества, а сегодня дополнительную ценовую премию за экологичность и высокое качество продукции. В 2009 году все зарубежные НПЗ Группы полностью перешли к выпуску топлива, соответствующего стандарту Евро-5 (введенному с 2009 года), а российские НПЗ производят бензин по стандарту Евро-3 (вводимому в РФ с 2011 года). Компания также наращивает выпуск высокооктановых бензинов, соответствующих европейским экологическим требованиям. Это связано с ростом спроса на данный продукт и постепенным переходом на новые экологические стандарты автомобильного топлива. высокий уровень эксплуатационных свойств масел ЛуКойЛ отмечен крупными автопроизводителями в россии и за рубежом. моторные масла Компании прошли испытания в западных сертификационных центрах на двигателях Daimlerchrysler, BMW, Volkswagen, MAN, Porsche, Volvo, Renault trucks, cummins и были одобрены к применению. было поставлено на производство 40 новых видов смазочных материалов и получено 144 одобрения производителей оборудования и техники. в настоящее время судовые масла ЛуКойЛа смешиваются на 23 заводах в 17 странах, что обеспечивает снабжение судов в 512 портах 54 стран мира. на долю азиатско-тихоокеанского региона приходится более 40% бизнеса компании LLK Marine, которая выходит на местные заводы смешения масел не только со своим брендом, но также со своим сырьем.
5 Основные факты в 2006 году ЛуКойЛ начал производство бензина, соответствующего требованиям европейского стандарта евро-3. на основе новых бензинов ЛуКойЛ разработал бренд «ЭКто» (экологическое топливо). на азс Компании в россии началась реализация бензинов «ЭКто-92» и «ЭКто-95». для улучшения эксплуатационных характеристик новых бензинов в них дополнительно вводится многофункциональный пакет присадок, способствующий улучшению моющих, антикоррозионных и других свойств. выведение на рынок брендового топлива стало важным шагом в развитии сбытового сектора Компании. в 2010 году продолжался уверенный рост продаж фирменных топлив под маркой «ЭКто» было реализовано 1,6 млн т ЭКтобензинов, что на 23% больше, чем в 2009 году. в октябре 2009 года Компания вывела на рынок новые бренды автомобильных бензинов премиум-класса «ЭКто Plus» (октановое число 95) и «ЭКто Sport» (октановое число 98), которые по сравнению с бензинами «ЭКто» предыдущего поколения обеспечивают увеличение мощности двигателя и экономию топлива. Отдельное направление деятельности группы «ЛУКОЙЛ» производство и продажа масел. Ассортимент продукции масляного профиля выпускаемой на российских заводах группы «ЛУКОЙЛ», и продукции автохимии в 2010 году составил 230 наименований, отвечающих современным международным требованиям: базовые масла (применяются в качестве сырья для производства масел, смазок, присадок), индустриальные масла для промышленного оборудования, моторные (для бензиновых и дизельных двигателей) и трансмиссионные масла. Проводятся тестовые испытания судовых масел нового поколения для получения одобрения ведущих производителей судовых двигателей MAN, MAK, WARTSILA, Sulzer, B&W. В России ЛУКОЙЛ производит масла на Пермском, Волгоградском и Нижегородском НПЗ, а также занимается смешением масел в Тюменской области. В 2010 году Компания выпустила 1,19 млн т масел. Доля группы «ЛУКОЙЛ» в общероссийском производстве масел составляет около 44%. ЛУКОЙЛ также занимается смешением масел из готовых компонентов и их фасовкой на мощностях в Румынии, Турции и Финляндии. В 2010 году объем смешения масел достиг 101 тыс. т. Деятельность Компании по продаже масел охватывает более 40 стран мира, причем ее география постоянно расширяется. Так, в 2010 году Компания начала реализацию масел на новых рынках в Индии, бангладеше, Ираке, а также в некоторых странах Северной Африки и ближнего Востока. В 2010 году активно развивалась реализация масел на рынке Турции. был заключен контракт на поставку в сервисную сеть автомобильной группы Chelik Motors (сборка и продажа Honda, Isuzu, Kia, Lada, Geely).
6 52 волгоградский НПЗ ООО «ЛУКОЙЛволгограднефтепереработка» топливно-масляного профиля; Расположен в южном регионе России; Перерабатывает смесь легких западно-сибирских и нижневолжских нефтей; Нефть на завод поступает по нефтепроводу самара тихорецк; железнодорожным, речным и автомобильным транспортом; Мощность 11,0 млн т/год; Индекс сложности Нельсона 5,2; установка коксования (18,5 тыс. барр./сут). НЕФТИ Облагораживание дистилятов Конверсия ВГО Кокс Изомеризация Гидроочистка газойля Производство масел Прокалка кокса Коксование Производство битума Масла Прокаленный кокс Битум из Самары первичная переработка нефти, млн т ВОЛГОГРАДСКАЯ ОБЛАСТЬ,97 Волгоград,26 Волгодонск в Тихорецк Волгоградский НПЗ, ,61 9,62 8,5 9 9, , ,5 Качество продукции С середины 2008 года завод производит дизельное топливо с содержанием серы не более 50 ppm; С 2008 года завод производит бензины в соответствии со стандартом евро-3; На заводе производятся минеральные, полусинтетические и синтетические смазочные масла, отвечающие российским и международным стандартам (API) около 500 тыс. т/год. Текущая модернизация Строительство установки замедленного коксования мощностью 1 млн т/год (введение в эксплуатацию в течение 2011 года); Строительство установки гидроочистки дизельного топлива к 2012 году; Строительство комплекса глубокой переработки ВГО к 2015 году. история завода Введен в эксплуатацию в 1957 году; в 1991 году завод вошел в состав группы «лукойл»; В 1994 году реконструированы установки первичной переработки нефти и бензинового риформинга; В годах пущены станция смешения бензинов и эстакада слива нефти; В годах пущены установки гидроочистки дизельного топлива, стабилизации прямогонных бензинов и газофракционирования предельных углеводородных газов; В годах смонтированы линия затаривания масел и парк хранения товарных масел; В годах введена первая очередь установки прокалки кокса и построена установка каталитического риформинга; В 2007 году введена в эксплуатацию установка изомеризации мощностью 380 тыс. т/год; В 2008 году введен в эксплуатацию после реконструкции вакуумный блок установки АВТ-6. Введена в эксплуатацию станция смешения автобензинов; Осуществлен переход на производство автобензинов, соответствующих стандартам евро-3; В 2009 году были введены в эксплуатацию установки производства инертного газа и рекуперации паров на наливной эстакаде. Начато производство дизельного топлива под маркой ЭКТО; В 2010 году введен в эксплуатацию блок концентрирования водорода. была завершена модернизация теплообмена на установке гидроочистки дизельного топлива, что позволило поднять мощность установки на 8%.
7 Основные факты ПермСКиЙ НПЗ ООО «ЛУКОЙЛ Пермнефтеоргсинтез» топливно-масляно – нефтехимического профиля; Расположен в 9 км от г. Пермь; Перерабатывает смесь нефтей с месторождений севера Пермской области и Западной Сибири; Нефть на завод поступает по нефтепроводам сургут полоцк и холмогоры клин; железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по нефтепродуктопроводу Пермь Андреевка Уфа; Мощность 13,0 млн т/год; Индекс сложности Нельсона 7,9; установки гидрокрекинга (T-Star, 65,2 тыс. барр./сут), каталитического крекинга (9,3 тыс. барр./сут), коксования (17,6 тыс. барр./сут). НЕФТИ Облагораживание дистилятов Конверсия ВГО Риформат Изомеризация на ароматику Экстракция Гидроочистка газойля Каталитический крекинг Гидрокрекинг Производство масел Коксование Производство битума Бензол Толуол Сольвент Смесь газов Масла Кокс Битум ПЕРМСКАЯ ОБЛАСТЬ Краснокамск Камское водохранилище Пермь Пермский НПЗ в Полоцк в Клин из Холмогор из Сургута первичная переработка нефти, млн т 11,94 11,86 12,67 12,46 13, , , ,5 Качество продукции с 2004 года началось производство дизтоплива с содержанием серы 50 и 10 ppm (Евро-4 и Евро-5); С 2008 года началось производство бензинов по стандартам евро-3; Осуществляется производство минеральных, полусинтетических и синтетических смазочных масел, отвечающих российским и международным стандартам (API); Предприятие прошло сертификацию соответствия системы управления качеством по стандарту ISO 9001:2000. Текущая модернизация Реконструкция установки замедленного коксования (введение в эксплуатацию в течение 2011 года); Строительство комплекса глубокой переработки нефти к 2014 году. история Введен в эксплуатацию в 1958 году; в 1991 году завод вошел в состав группы «лукойл»; В годах реализована программа реконструкции коксовой установки, построена установка вакуумной дистилляции мазута, создано производство масел, введен комплекс природоохранных объектов; В 1999 году введена в строй установка по утилизации сероводорода и производству серной кислоты; В годах введен комплекс глубокой переработки нефти и реконструирован вакуумный блок установки АВТ-4, введен узел подачи присадок в дизтопливо на установке гидродеароматизации; В 2006 году разработана программа реконструкции до 2016 года в соответствии со стратегией Группы; В 2007 году введена в строй установка изомеризации мощностью по продукции 450 тыс. т/год. Увеличена мощность НПЗ до 12,4 млн т/год за счет реконс-трукции установок АВТ; В 2008 году мощность НПЗ была увели-чена до 12,6 млн т/год. Проведена модернизация атмосферного блока установки АВТ-4 с увеличением мощности на 125 тыс. т/год, увеличена до 1 млн т/год мощность установки замедленного коксования; В 2009 году введены в эксплуатацию печи на установках АВТ, печи гидроочистки дизельного топлива и автоматизированные линии затаривания масел; В 2010 году продолжалась реконструкция существующего коксового производства.
8 54 НижеГОрОДСКиЙ НПЗ ОАО «ЛУКОЙЛ – Нижегороднефтеоргсинтез» топливно-масляного профиля; Расположен в г. Кстово Нижегородской области; Перерабатывает смесь нефтей из Западной Сибири и Татарстана; Нефть на завод поступает по нефтепроводам альметьевск нижний новгород и сургут полоцк; железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по трубопроводу; Мощность 17,0 млн т/год; Индекс сложности Нельсона 6,3; установка висбрекинга (42,2 тыс. барр./сут). НЕФТИ (АВТ) ВГО ВГО Облагораживание дистилятов Конверсия ВГО Изомеризация Гидроочистка газойля Производство битума Висбрекинг Производство масел Легкий гидрокрекинг ВГO Каталитический крекинг Бутен Алкилирование Битум Масла НИЖЕГОРОДСКАЯ ОБЛАСТЬ Нижний Новгород Нижегородский НПЗ Кстово в Полоцк из Сургута Чебоксары из Альметьевска первичная переработка нефти, млн т,90 16,10 16,97 16, , Качество продукции С 2004 года завод производит дизельное топливо с содержанием серы 50 ppm (Евро-4); С 2006 года завод производит бензины в соответствии со стандартом евро-3 и дизельное топливо по стандарту евро-5; Производятся минеральные и полусинтетические смазочные масла, отвечающие российским и международным (API) стандартам 243 тыс. т в 2008 году; Предприятие прошло сертификацию по стандарту ISO 9001:2000. С 2010 года начато производство бензинов, сооответствующим стандартам евро-4 С 2011 года начато производство бензинов, сооответствующим стандартам евро-5 Текущая модернизация После завершения крупнейшей стройки основной задачей для завода в среднесрочной перспективе остается повышение уровня промышленной и экологической безопасности, реализация программы повышения энергоэффективности, дальнейшая автоматизация производства, модернизация вспомогательных объектов и объектов ОЗХ, снятие инфраструктурных ограничений. история завода Введен в эксплуатацию в 1958 году; в 2001 году завод вошел в состав группы «лукойл»; В годах реконструированы установка АВТ-5 и гидроочистки масел. Введено в эксплуатацию производство пищевых высокоочищенных парафинов. Увеличен объем выработки и экспорта парафина; В 2004 году введена в строй установка каталитического риформинга мощностью 1 млн т/год; В 2005 году произведено дооборудование установки АТ-6 блоком вакуумной разгонки, что позволило увеличить выход вакуумного газойля; В 2006 году введена установка изомеризации бензинов проектной мощностью 440 тыс. т/год, что позволило осуществить переход на выпуск автобензинов, соответствующих стандарту Евро-3. Модернизирован атмосферный блок АВТ-6, мощность установки увеличена до 9 млн т/год. Реконструированы установки гидроочистки, что позволило начать выпуск дизельного топлива по стандарту Евро-5; В 2007 году завершен основной объем работ по строительству установки висбрекинга гудрона; В 2008 году введена установка висбрекина гудрона мощностью 2,4 млн т/год. Это позволяет значительно повысить выпуск вауумного газойля (на 860 тыс. т/год) и снизить выпуск топочного мазута (на 930 тыс. т/год), что способствует увеличению рентабельности завода; В 2009 году организовано производство брендового автомобильного бензина ЭКТО-98 с улучшенными свойствами; В 2010 году на НПЗ введен в эксплуатацию Комплекс каталитического крекинга вакуумного газойля. С вводом комплекса производство высокооктановых автомобильных бензинов на предприятии выросло на 1,4 млн т/год, дизельного топлива на 400 тыс. т/год, а выход светлых нефтепродуктов увеличится на 12%. Проведена реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива Лч-24/2000.
9 Основные факты УХТиНСКиЙ НПЗ ОАО «ЛУКОЙЛ – Ухтанефтепереработка» топливного профиля; Расположен в центральной части Республики Коми; Перерабатывает смесь нефтей с месторождений Республики Коми и тяжелую ярегскую нефть; Нефть на завод поступает по нефтепроводу уса ухта; железнодорожным и автомобильным транспортом; Мощность 3,7 млн т/год; Индекс сложности Нельсона 3,3; установка висбрекинга (14,1 тыс. барр./сут). НЕФТИ Облагораживание дистилятов Конверсия ВГО Изомеризация Гидродепарафинизация Производство битума Висбрекинг гудрона Битум из Усы первичная переработка нефти, млн т Ухтинский НПЗ Ухта Нижний Одес,10 4,24 РЕСПУБЛИКА КОМИ Троицко-Печорск,81 4, ,56 3 3,2 3,4 3,6 3,8 4 4,2 4,4 Качество продукции С 2003 года завод перешел на выпуск зимних и арктических марок дизельного топлива; С 2005 года начато производство дизельного топлива с содержанием серы 50 и 10 ppm; С 2009 года начато производство бензинов, соответствующим стандартам евро-3 и евро-4. Текущая модернизация Увеличение мощности вакуумного блока установки ABT в 2013 году. история завода Введен в эксплуатацию в 1934 году; в 1999 году завод вошел в состав группы «лукойл»; В годах реконстуирована установка АТ-1, введена установка гидродепарафиназации дизтоплива; В 2004 году введена эстакада слива нефти и налива темных нефтепродуктов. Завершен первый этап реконс-трукции комплекса каталитического риформинга, что увеличило мощность процесса на 35 тыс. т/год; В 2005 году введен блок для повышения концентрации водорода на установке гидродепарафинизации, мощность 250 тыс. т/год арктического топлива; В 2006 году построена вторая очередь комплекса эстакады слива и налива нефти и нефтепродуктов мощностью; 4 млн т/год. Завершено перево-оружение установки каталитического риформинга, мощность увеличена с 300 до 380 тыс. т/год; В 2007 году пущена установка висбрекинга гудрона мощностью 800 тыс. т/год, что позволило увеличить производство вакуумного газойля; В 2008 году продолжалась реализация проекта дооборудования установки каталитического риформинга блоком изомеризации; В 2009 году завершено строительство блока изомеризации. Проектная мощность блока по сырью составляет 120 тыс. т/год; В 2010 году на Ухтинском НПЗ был проведен опытно-промышленный пробег на установке АТ-1. Осуществлена замена ректификационной насадки в вакуумной колонне на установке АВТ.
10 56 мини-нпз в УрАе «Урайнефтегаз» топливного профиля; Расположен в Урае; Перерабатывает смесь местных нефтей; Простой мини-нпз, располагающий установками атмосферной перегонки нефти, установкой каталитического риформинга, а также битумной установкой; Мощность 100 тыс. т/год; введен в эксплуатацию группой «лукойл» в 1995 году. НЕФТИ (АТ) Прямогонный Каталитический риформинг Производство битума (возврат в нефть) Битум Урай Иртыш Мини-НПЗ в Урае ХАНТЫ-МАНСИЙСКИЙ АВТОНОМНЫЙ ОКРУГ Тобольск Троицко-Печорск мини-нпз в КОГАЛЫме «Когалымнефтегаз» топливного профиля; Расположен в Когалыме; Перерабатывает смесь местных нефтей; Простой мини-нпз, располагающий установками атмосферной и вакуумной перегонки нефти, установками гиодроочистки и каталитического риформинга и битумной установкой; Мощность 350 тыс. т/год; введен в эксплуатацию группой «лукойл» в 1997 году. НЕФТИ (ЭЛОУ-АВТ) ШФУ Облагораживание дистиляторов Каталитический риформинг на облагораживание Гидроочистка ШФУ Производство битума Реактивное топливо (возврат в нефть) Битум ХАНТЫ-МАНСИЙСКИЙ АВТОНОМНЫЙ ОКРУГ Ноябрьск Мини-НПЗ в Когалыме Когалым Нефтюганск Сургут Обь Мегион Нижневартовск
11 Основные факты НПЗ в ПЛОеШТи Изомеризация АО «Петротел-ЛУКОЙЛ», румыния топливного профиля; Расположен в г. Плоешти (в центральной части Румынии), в 55 км от г. бухарест; Перерабатывает нефть сорта юралс (российскую экспортную смесь); Нефть на завод поступает по нефтепроводу из порта констанца на черном море; железнодорожным и автомобильным транспортом; Мощность 2,4 млн т/год; Индекс сложности Нельсона 10,0 (наибольший показатель среди НПЗ группы «ЛУКОЙЛ»); установка каталитического крекинга (18,5 тыс. барр./сут) и коксования (10,5 тыс. барр./сут). НЕФТИ Облагораживание дистилятов Конверсия ВГО Гидроочистка бензина крекинга Каталитический крекинг Производство эфиров Гидроочистка газойля Коксование Фракция С 4 Кокс РУМЫНИЯ Плоешти НПЗ в Плоешти Бухарест Констанца первичная переработка нефти, млн т 2,21 2,42 2,52 Дунай БОЛГАРИЯ Черное море, ,32 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 Качество продукции с 2009 года на предприятии полностью производятся бензины и дизельное топливо, соответствующие стандартам евро-5. Текущая модернизация Строительство установки очистки дымовых газов крекинга до 2014 года; Программа развития резервуарного парка АО ПЕТРОТЕЛ-ЛУКОЙЛ до 2013 года. история завода Введен в эксплуатацию в 1927 году; в 1999 году завод вошел в состав группы «лукойл»; В 2001 году освоено производство бензина АИ-98 и малосернистого дизельного топлива (не более 0,035%); В 2001 году завод был остановлен на реконструкцию (модернизированы уста-новки первичной переработки нефти, гидроочистки, риформинга, коксования, каталитического крекинга, газофракци-онирования и изомеризации, построены установки гидроочистки бензина ката-литического крекинга, получения водо-рода); В 2004 году завод был пущен в эксплуатацию; В 2005 году введена система осушки сырья с молекулярным ситом на установке изомеризации, введена ин-жекция присадок дожига и увеличения октанового числа в катализатор уста-новки каталитического крекинга; В 2006 году введена установка произ-водства добавок Мтбэ/таМэ; В 2007 году запущен турбогенератор мощностью 25 Мвт; В 2009 году была завершена реконструкция установок гидроочистки дизельного топлива, каталитического крекинга, гидроочистки бензина каталитического крекинга и производства МТбЭ/ТАМЭ, а также вакуумного блока установки АВТ-1. было завершено строительство установки производства водорода, что обеспечило возможность производства топлив стандарта евро-5.
12 58 НПЗ в БУрГАСе АО «ЛУКОЙЛ Нефтохим Бургас», Болгария топливно-нефтехими-ческого профиля; Расположен на побережье черного моря, в 15 км от г. бургас; Перерабатывает нефть различных сортов (российские экспортные сорта); Нефть на завод поступает по трубопроводу из нефтетерминала росенец; железнодорожным, морским и автомобильным транспортом, а также по нефтепродуктопроводу в центральные регионы страны; Мощность 9,8 млн т/год; Индекс сложности Нельсона 8,9; установка каталитического крекинга (34,8 тыс. барр./сут) и висбрекинга (26,4 тыс. барр./сут). НЕФТИ (АВТ) Производство компонентов бензина Облагораживание дистилятов Конверсия ВГО пропилен н-бутан Бутен ВГО Компонент бензина Производство полипропилена Изомеризация н-бутана изо-бутан Алкилирование Производство эфиров Гидроочистка бензина крекинга Каталитический крекинг ВГО Легкий гидрокрекинг Гидроочистка газойля Производство битума Висбрекинг Полипропилен Битум РУМЫНИЯ Дунай 2010 первичная переработка нефти, млн т 5, ,28 Варна,12 БОЛГАРИЯ НПЗ в Бургасе,06 Бургас Черное море,06 5 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 Качество продукции С 2003 года завод полностью перешел на выпуск высокооктановых неэтилированных бензинов и увеличил производство дизельного топлива с содержанием серы не более 0,035%; С 2009 года завод выпускает весь объем для реализации на территории ЕС автобензинов и в соответствии с европейскими стандартами евро-5. Текущая модернизация Строительство комплекса переработки тяжелых остатков к 2015 году. история завода Введен в эксплуатацию в 1964 году; в 1999 году завод вошел в состав группы «лукойл»; В годах начат выпуск высококачественных бензинов облегченного фракционного состава, освоен выпуск пяти видов новой продукции европейского качества, в том числе соответствующей требованиям EN-228 и EN-590; В 2003 году проведены работы по реконструкции установок каталитичес-кого риформинга и крекинга; В 2004 году реконструирована установка каталитического рифор-минга, мощность увеличена до 600 тыс. т/год, реконструирована установка каталитического крекинга; В 2005 году реконструирован регене-ратор установки каталитического крекинга, введена система изменения структуры топлива ТЭЦ с учетом рыночных цен на котельное топливо и газ, построена установка по производству газовой серы мощностью 30 тыс. т/год; В годах завершен проект по снижению выбросов в атмосферу и завершено строительство установки изомеризации н-бутана мощностью 50 тыс. т/год; В 2008 году завершена модернизация одной из установок гидроочистки дизельного топлива для выпуска топлива по стандарту Евро-5; В 2009 году введена в эксплуатацию новая установка сернокислотного алкилирования (СКА) мощностью 300 тыс. т/год, было завершено строительство установки гидроочистки дизельного топлива; В 2010 году введены в эксплуатацию установки гидроочистки дизельного топлива (XO-5), гидроочистки бензина каталитического крекинга (ХОб-1), а также установка регенерации МДЭА для возможности обеспечения регенирированным МДЭА установок ХО-5 и ХОб-1.
13 Основные факты ОДеССКиЙ НПЗ ОАО «ЛУКОЙЛ-Одесский НПЗ», Украина топливного профиля; Расположен вблизи г. Одесса; Перерабатывает нефть сорта юралс (российскую экспортную смесь); Нефть на завод поступает по нефтепроводу из россии; железнодорожным и автомобильным транспортом, а также через Одесский порт на экспорт; Мощность 2,8 млн т/год; Индекс сложности Нельсона 3,9; установка висбрекинга (12,3 тыс. барр./сут). НЕФТИ Облагораживание дистилятов Изомеризация Гидроочистка газойля Производство битума Висбрекинг Битум Вознесенск первичная переработка нефти, млн т Одесский НПЗ УКРАИНА Одесса Ильичевск Николаев Черное море Херсон, ,05 2, ,01-0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 Качество продукции С 2004 года доля высокооктановых бензинов составляет более 80% в общем объеме производства автобензинов; Завод готов к выпуску автомобильных бензинов по стандарту евро-3, дизельного топлива по стандартам евро-4 и евро-5. Текущая модернизация Реконструкция существующей ж/д эстакады налива нефтепродуктов, что позволит прекратить экспортные отгрузки через порт г. Одесса. история завода Введен в эксплуатацию в 1937 году; в 2000 году завод вошел в состав группы «лукойл»; В 2001 году освоено производство вакуумного газойля и нефтяного битума; В 2004 году пущена в эксплуатацию установка изомеризации мощностью 120 тыс. т/год. Также проведена реконструкция установки каталитического риформинга и эстакады налива светлых нефтепродуктов на автотранспорт (увеличена мощность на 200 тыс. т/год), проводилась реконструкция установки ЭЛОУ-АВТ; в середине 2005 года завод остановлен на реконструкцию; В 2007 году завершен первый этап модернизации. Реконструированы установка АВТ (мощность увеличена с 2,4 до 2,8 млн т/год) и ряд объектов общезаводского хозяйства. Успешно проведена эксплуатация НПЗ в тестовом режиме; В 2008 году установка АТ была реконструирована под процесс висбрекинга, модернизирован комплекс гидроочистки. в апреле 2008 года одесский нпз был вновь введен в эксплуатацию. Завод готов к выпуску атомобильных бензинов по стандарту Евро-3, дизельного топлива по стандарту Евро-4, топлива для реактивных двигателей, нефтебитумов и сжиженного газа; В 2010 году завершено строительство узла смешения бензинов, что повысит эффективность приготовления товарного бензина. В 4-м квартале 2010 года Одесский НПЗ был остановлен в связи с неблагоприятными экономическими условиями на Украине.
14 60 НПК ISAB Бутен Алкилирование Нефтеперерабатывающий комплекс ISAB, италия Расположен на юго-востоке о. Сицилия вблизи г. Приоло; Перерабатывает нефть различных сортов, а также прямогонный мазу; Основные поставщики сырья страны черноморского региона, Северной и Западной Африки, Персидского залива; морским и автомобильным транспортом; Мощность 16 млн т/год*; Индекс сложности Нельсона 9,3; установки каталитического крекинга (1,8 млн т/год), гидрокрекинга (4,5 млн т/год), термокрекинга (2,7 млн т/год), висбрекинга (2,3 млн т/год), деасфальтизации (1,6 млн т/год). НЕФТИ (АВТ) ВГО ВГО Бутен Производство МТБЭ Гидроочистка бензина крекинга Каталитический крекинг ВГО Мягкий гидрокрекинг ВГО Остаток гидрокрекинга Гидроочистка газойля Гидроочистка газойля Термокрекинг Мягкий гидрокрекинг Север Юг * Доля Группы в 2010 г. 49% Производство компонентов бензина Облагораживание дистиллятов Конверсия ВГО Деасфальтизация Висбрекинг Изомеризация Асфальт на IGCC Остаток висбрекинга ИТАЛИЯ Рим НПК ISAB ГРЕЦИЯ ТУНИС о. сицилия Средиземное море история завода введен в эксплуатацию в 1975 году; В июле 2007 года была завершена масштабная модернизация комплекса стоимостью более 300 млн евро (около 390 млн долл.), начатая в 2003 году. Цель модернизации состояла в адаптации комплекса к росту рыночного спроса на средние дистилляты в Западной Европе; За указанный период была осуществлена интеграция северного и южного НПЗ в единый нефтепере-рабатывающий комплекс и увеличена мощность конверсионных процессов. В связи с изменением структуры комплекса его мощность уменьшилась с 380 до 320 тыс. барр./сут, однако это было более чем компенсировано увеличением рентабельности произ-водства: индекс Нельсона возрос с 7,6 до 9,3; более того, модернизация позволила снизить уровень загрязнения воздуха при производстве и начать выпуск бензинов и мазута в соответствии с новыми стандартами Европейского союза, вступившими в силу с 1 января 2009 года; в 2008 году группа «лукойл» приобрела у ERG S. p.A. 49%-ую долю в сп по управлению нефтепере-рабатывающим комплексом ISAB.
15 Основные факты НПЗ TRN Нефтеперерабатывающий завод TRN, Нидерланды Расположен в крупнейшем нефтеперерабатывающем и торговом узле северо-западной Европы ARA (регион Амстердам Роттердам Антверпен); Около 90% продукции завода реали зуется на территории бельгии, Нидерландов, Германии и Швейцарии; водным и автомобильным транспортом; Связан собственным трубопроводом с нефтяным терминалом Maasvlakte Oil Terminal (общая емкость 4 млн т); Собственный резервуарный парк включает 54 резервуара, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов; Мощность 7,9 млн т/год*; Индекс сложности Нельсона 9,8; установка гидрокрекин га (3,5 млн т/год). НЕФТИ Прямогонный бензин Облагораживание дистилятов Конверсия ВГО Производство автобензинов (100% TOTAL) Гидроочистка газойля Гидрокрекинг Прямогонный бензин * Доля Группы 45% Амстердам Роттердам НПЗ TRN Влиссинген БЕЛЬГИЯ Антверпен история завода Введен в эксплуатацию компанией Total в 1973 году; В 1980 году компания Dow приобретает 20%-ю долю в НПЗ; В начале 1980-х годов на НПЗ осуществляется модернизация, в результате которой в 1986 году осуществляется запуск установки гидрокрекинга. Доля Dow в акционерном капитале завода увеличивается до 45%; Начиная с 1990 года завод постоянно модернизируется, оставаясь одним из самых высокотехнологичных в Европе (введены установки по очистке керосиновой фракции и по производству серы, расширены мощности реактора гидроочистки средних дистиллятов для производства дизельного топлива с содержанием серы 50 ppm); Одним из последних крупных проектов модернизации является проект реконструкции установки гидрокрекинга с увеличением мощности самой установки (был завершен в 2004 году); в 2009 году группа «лукойл» приобрела у TOTAL S. A. 45%-ую долю в сп по управлению нефтепере-рабатывающим заводом TRN.
16 62 газопереработка В 2010 ГОДУ было ПЕРЕРАбОТАНО МЛН М 3 ГАЗОВОГО СыРья И 760 ТыС. Т ШИРОКОЙ ФРАКЦИИ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ, что ВыШЕ УРОВНя 2009 ГОДА НА 7 И 6% СООТВЕТСТВЕННО Газоперерабатывающие заводы Компании обеспечивают переработку добываемого в России попутного нефтяного газа и широкой фракции легких углеводородов и производство товарного газа, сдаваемого в газотранспортную систему ОАО «Газпром», а также жидких углеводородов. Деятельность в области газопереработки позволяет эффективно использовать добываемый нефтяной газ путем выработки товарной продукции и, соответственно, получения прибыли, без существенных затрат на сырье. Рост объемов произошел из-за увеличения спроса на продукцию переработки. газоперерабатывающие заводы группы «лукойл»
Http://docplayer. ru/44437506-Neftepererabotka-gazopererabotka-neftehimiya-i-sbyt. html
1 История
1.1 Основание компании 1.2 1990-е годы 1.3 2000-е годы
2 Акционеры и руководство 3 Деятельность
3.1 Нефте – и газодобыча
3.1.1 Запасы углеводородов 3.1.2 Совместные проекты на территории России 3.1.3 Зарубежные проекты
3.2 Нефте – и газопереработка 3.3 Нефтехимия 3.4 Транспортировка 3.5 Сбыт 3.6 Электроэнергетика 3.7 Показатели деятельности
4 Дочерние организации 5 Экология
6 Социальная политика
7 Нарушение антимонопольного законодательства 8 Критика Примечания
ОАО «ЛУКо́йл» — российская нефтяная компания. Официальное название — ОАО «Нефтяная компания „ЛУКОЙЛ“» [1] . Наименование компании происходит от первых букв названий городов нефтяников (Лангепас, Урай, Когалым) и слова «ойл» (от англ. Oil — нефть).
Основные виды деятельности компании — операции по разведке и добыче нефти и природного газа, производство и реализация нефтепродуктов.
Вторая после «Газпрома» по объёмам выручки компания в России (по итогам 2008 года, по данным журнала «Эксперт») [2] . До 2007 являлась крупнейшей по объёму добычи нефтяной компанией в России («Роснефть» опередила её после покупки активов «ЮКОСа») [3] . По размеру доказанных запасов углеводородов «ЛУКойл» является второй в мире частной нефтяной компанией после ExxonMobil [4] .
Торговая марка «ЛУКойл» — один из двух российских брендов (наряду с «Балтикой»), вошедших в список 100 крупнейших мировых торговых марок, составленный в апреле 2007 года британской газетой Financial Times [5] . Впрочем, по итогам аналогичного рейтинга, составленного в апреле 2009 года, в сотню ведущих марок «ЛУКойл» уже не попал [6] .
Штаб-квартира «ЛУКойла» находится в Москве, на Сретенском бульваре. Также у компании имеется североамериканская штаб-квартира, расположенная в Ист-Мидоу — пригороде Нью-Йорка.
Государственный нефтяной концерн «ЛАнгепасУРайКОгалымнефть» («ЛУКойл») был создан постановлением Совета министров СССР № 18 от 25 ноября 1991 года. В новом нефтяном концерне были объединены три нефтедобывающих предприятия «Лангепаснефтегаз», «Урайнефтегаз», «Когалымнефтегаз», а также перерабытывающие предприятия «Пермнефтеоргсинтез», Волгоградский и Новоуфимский нефтеперерабатывающие заводы (последний вскоре перешёл под контроль властей Башкортостана).
На основании указа президента РФ № 1403 от 17 ноября 1992 года «Об особенностях приватизации и преобразовании в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения» в 1993 году на базе государственного концерна было создано акционерное общество открытого типа «Нефтяная компания „ЛУКойл“».
В 1994 году состоялись первые приватизационные торги по акциям компании; началась торговля акциями на вторичном рынке.
В 1995 году в соответствии с постановлением правительства России № 861 от 1 сентября 1995 года в уставный капитал «ЛУКойла» были переданы контрольные пакеты акций девяти нефтедобывающих, сбытовых и сервисных предприятий в Западной Сибири, на Урале и в Поволжье (в их числе — «Нижневолжскнефть», «Пермнефть», «Калининградморнефтегаз», «Калининградторгморнефтегаз», «Астраханьнефтепродукт» и др.) [7] .
Также в 1995 году относительно небольшой (5 %) пакет акций «ЛУКойла» был продан государством на приватизационном залоговом аукционе. Данный пакет достался аффилированной с «ЛУКойлом» компании с минимальным превышением стартовой цены; к конкурсу не были допущены иностранные участники [8] .
В 1996 году «ЛУКойл» разместил американские депозитарные расписки (АДР) на западных фондовых рынках. Также этот год ознаменовался вступлением «ЛУКойла» в крупнейший азербайджанский нефтяной проект Шах-Дениз, а также началом строительства собственного танкерного флота компании.
В 1997 году российская компания подписала с Министерством нефти Ирака контракт на разработку и добычу второй очереди нефтяного месторождения Западная Курна-2. В настоящее время, после свержения режима Саддама Хусейна реализация проекта приостановлена до согласования с новым руководством страны. ЛУКойл планирует передать долю в проекте в 17,5 % ConocoPhillips, что, как ожидается, позволит повысить вероятность начала реализации проекта.
В том же 1997 году создается «ЛУКойл-Нефтехим», под управление которого передаются приобретенные в течение следующих нескольких лет нефтехимические предприятия («Ставролен», «Саратоворгсинтез» и калушский «ЛУКОР»).
В 1999 году «ЛУКойл» осуществил ряд крупных приобретений, среди которых Одесский НПЗ, НПЗ в болгарском Бургасе, ОАО «КомиТЭК» и др. [7]
В 2000 году российская компания приобрела американскую корпорацию Getty Petroleum Marketing Inc., получив таким образом контроль над сетью автозаправочных станций в США и впервые выйдя на американский розничный рынок нефтепродуктов [7] . В том же году компания взяла под контроль Кстовский НПЗ (НОРСИ-ойл), что привело к конфликту с «Сибуром», который претендовал на технологически связанные с НПЗ нефтехимические предприятия. В результате «ЛУКойл» получил Пермский ГПЗ, уступив «Сибуру» нефтехимические активы в Нижегородской области.
2001 год: очередные крупные приобретения — ОАО «Ямалнефтегаздобыча», ОАО «Архангельскгеолдобыча», Локосовский ГПЗ.
В 2002 году «ЛУКойлом» начато строительство собственного терминала по перевалке нефтепродуктов в порту Высоцк (Ленинградская область).
В 2004 году «ЛУКойл» окончательно стал частной компанией — остававшиеся у государства 7,59 % акций компании были проданы американской нефтяной компании ConocoPhillips за $1,988 млрд. По мнению некоторых комментаторов, результаты открытого аукциона по продаже этого пакета акций были предопределены ещё заранее, в ходе личной встречи президента России Владимира Путина и президента ConocoPhillips Джеймса Малвы [9] . [10] . После аукциона «ЛУКойл» и ConocoPhillips объявили о создании стратегического альянса. Позднее американская компания увеличила свою долю участия в капитале «ЛУКойла», а также продала российской компании часть своей сети автозаправочных станций в США и Западной Европе.
В 2005 году «ЛУКойл» приобрел за $2 млрд компанию Nelson Resources, работающую в Казахстане. Также в этом году введено в эксплуатацию Находкинское газовое месторождение.
25 января 2006 компания объявила об открытии на лицензионном участке «Северный» в северной части Каспийского моря первой же поисковой скважиной на структуре «Южно-Ракушечная» в 220 км от Астрахани крупного многопластового нефтегазоконденсатного месторождения, названного в честь известного нефтяника Владимира Филановского. Вероятные запасы месторождения оцениваются в 600 млн баррелей нефти и 34 млрд кубометров газа, ежегодная добыча может достигнуть 5 млн тонн.
В декабре 2006 года «ЛУКойл» объявил о приобретении 376 АЗС в шести странах Европы (Бельгии, Финляндии, Чехии, Венгрии, Польше и Словакии) у компании ConocoPhillips [11] .
В 2007 году «ЛУКойл» создал совместные предприятия с «Газпром нефтью», а также с итальянской компанией ERG (с последней — по переработке нефти) [7] .
В 2009 году «ЛУКойл» совместно с норвежской Statoil выиграли тендер на освоение иракского месторождения углеводородов Западная Курна – 2 [7] .
К февралю 2011 года ConocoPhillips полностью вышла из капитала «ЛУКойла», продав свои акции в связи со сложным финансовым положением [12] .
Высшим менеджерам компании на июль 2010 года принадлежал крупнейший пакет (более 30 %) акций компании, в том числе президенту «ЛУКойла» Вагиту Алекперову — 20,6 %, вице-президенту Леониду Федуну — 9,08 %. Американской нефтяной компании ConocoPhillips принадлежало 19,21 % (к февралю 2011 года данная компания полностью вышла из состава акционеров «ЛУКойла», продав свои акции, причём частично — самому «ЛУКойлу») [13] [14] [15] [12] . Остальные акции находились в свободном обращении на Лондонской фондовой бирже, Франкфуртской фондовой бирже, РТС, ММВБ. Рыночная капитализация — $64,4 млрд (1 сентября 2008 года) [16] .
Номинальными держателями акций «ЛУКойла», осуществляющими их хранение и учет, по состоянию на 28 февраля 2007 года являются: 64,12 % — «ИНГ Банк (Евразия)», 9,04 % — СДК «Гарант», 7,89 % — Ситибанк, 6,9 % — банк «Уралсиб», 4,79 %% — Депозитарно-клиринговая компания, 3,77 % — Национальный депозитарный центр [17] .
Совет директоров компании включает 11 членов (включая председателя). Избранный в 2010 году [18] совет директоров: Вагит Алекперов, Игорь Беликов, Виктор Блажеев, Дональд Эверт мл. Валлетт (ConocoPhillips), Валерий Грайфер, Греф Герман, Игорь Иванов, Равиль Маганов, Сергей Михайлов, Марк Мобиус, Александр Шохин.
В 2006 году президентом ОАО «ЛУКойл» был переизбран Вагит Алекперов сроком на 5 лет. Председателем совета директоров компании 24 июня 2010 года избран генеральный директор ОАО «РИТЭК» Валерий Грайфер.
Доказанные запасы углеводородов компании на 1 января 2007 года (в соответствии с требованиями американского Общества инженеров-нефтяников US SPE и Всемирного нефтяного конгресса WPC) составили 20,36 млрд баррелей нефтяного эквивалента, в том числе 15,93 млрд баррелей нефти и 26,60 трлн куб. футов газа (на 1 января 2006 года — 20,33 млрд баррелей нефтяного эквивалента). Компании принадлежит 1,3 % общемировых запасов нефти.
Дополнительно к этому, вероятные запасы углеводородов на 1 января 2007 года составляют 12,3 млрд баррелей нефтяного эквивалента (в том числе нефть — 8,8 млрд баррелей и газ — 21,4 трлн куб. футов), возможные запасы — 6,0 млрд баррелей нефтяного эквивалента (в том числе нефть — 4,3 млрд баррелей и газ — 10,5 трлн куб. футов).
Более половины запасов нефти «ЛУКойла» сконцентрировано в Западной Сибири (Ханты-Мансийский автономный округ). Около половины запасов природного газа находится в месторождениях, расположенных на Гыданском полуострове (Ямало-Ненецкий автономный округ).
Эксплуатационный фонд нефтяных скважин «ЛУКойла» на 1 октября 2005 года составил 26 626 скважин, неработающий фонд — 4532 или 17 % от эксплуатационного. По отношению к началу 2005 года эксплуатационный фонд увеличился на 124 скважины, а неработающий фонд уменьшился на 209 скважин. Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составил на 1 октября 2005 года 8079 (на 133 скважины больше, чем на конец 2004 года), действующий фонд — 6238 скважин (на 263 скважины больше, чем на конец 2004 года).
В рамках стратегического альянса «ЛУКойл» и ConocoPhillips 1 июля 2005 года с целью разработки нефтегазоносных залежей в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на севере европейской части России создали совместное предприятие «Нарьянмарнефтегаз». Доля «ЛУКойла» в созданном СП составляет 70 %, доля ConocoPhillips — 30 %.
Оператором зарубежных проектов «ЛУКойла» в секторе геологоразведки и добычи является его дочерняя компания «ЛУКойл Оверсиз».
«Лукойл» участвует в реализации 16 проектов по разведке и разработке структур и месторождений на территории следующих стран:
Азербайджан (Д-222 (Ялама), Шах-Дениз); Казахстан (Тенгиз, Карачаганак, Кумколь, Каракудук, Северное Бузачи, Алибекмола, Кожасай, Арман, Жамбай Южный, Аташский, Тюб-Караган); Узбекистан (Кандым-Хаузак-Шады, Арал, Кунград, Юго-Западный Гиссар); Египет (Мелейя, блок WEEM, Западный Гейсум, Северо-Восточный Гейсум); Ирак (Западная Курна — вторая очередь); Иран (Анаран); Колумбия (проект «Кондор» совместно с колумбийской государственной компанией Ecopetrol); Кот-д’Ивуар (соглашение о разделе продукции на шельфовом блоке CI-205 в Гвинейском заливе) Венесуэла (блок Junin 3); Саудовская Аравия. Гана (Cape Three Points Deepwater)
Добыча углеводородов из всех вышеперечисленных проектов осуществляется только в Казахстане (5,5 млн т нефти и 1,9 млрд м³ в 2006 г.) и Египте (0,2 млн т).
«ЛУКойл» владеет семью нефтеперерабатывающими заводами общей мощностью 58 млн т нефти в год, а также двумя мини-НПЗ.
Также в состав компании входят Коробковский, Усинский, Пермский и Локосовский газоперерабатывающие заводы.
В 2007 году на НПЗ компании было переработано 52 164 тыс. тонн нефти, в том числе на российских заводах — 42 548 тыс. тонн. Газоперерабатывающими заводами компании в 2005 году было переработано 2 691 млн м³ газового сырья и 479 тыс. т широкой фракции легких углеводородов.
Выступая на пресс-конференции в Нью-Йорке 18 октября 2006 года, президент компании Вагит Алекперов сообщил, что «ЛУКойл» отказывается от строительства нового нефтеперерабатывающего завода в России. По его словам, «на данном этапе это нецелесообразно и экономически неэффективно» [19] .
«ЛУКойл» планирует построить в Калмыкии крупный комплекс для переработки природного газа, поступающего с месторождений Северного Каспия. Общая стоимость строительства составит свыше $3 млрд, работы предполагается начать весной 2008 года.
Также в марте 2007 Алекперов заявил, что «ЛУКойл» собирается расширить мощности завода в болгарском Бургасе с 7,5 млн т до 10 млн т нефти в год. По оценке экспертов, это обойдётся компании в сумму до $600 млн [15] .
В июне 2008 года ЛУКойл договорился с итальянской нефтяной компанией ERG о создании совместного предприятия на базе двух её нефтеперерабатывающих заводов ISAB на Сицилии, причем за 49 % данного СП «Лукойл» заплатит 1,3475 млрд евро [20] .
Дочерняя компания «ЛУКойл-Нефтехим» управляет нефтехимическими комбинатами «Ставролен» (Будённовск), «Саратоворгсинтез», «Карпатнефтехим» (Калуш, Украина). Нефтехимические мощности находятся также в составе комбината «Нефтохим Бургас» в Болгарии. «ЛУКойл» является крупнейшим в Восточной Европе производителем олефинов, нитрила акриловой кислоты (сырья для производства синтетических волокон). Также совместно с «Сибуром» «ЛУКойл-Нефтехим» владеет контрольным пакетом акций комбината «Полиэф».
В 2005 году на нефтехимических предприятиях «ЛУКойл-Нефтехима» было произведено 1,8 млн т товарной продукции, в том числе 402 тыс. т полиэтилена, 128 тыс. т нитрила акриловой кислоты. Кроме того, на болгарском нефтеперерабатывающем заводе «ЛУКойл Нефтохим Бургас» выработано 372,5 тыс. т нефтехимической продукции.
Важнейшим перспективным проектом «ЛУКойла» в области нефтехимии является строительство Каспийского газохимического комплекса (ожидается, что он будет использовать ресурсы природного газа и газового конденсата, добываемого компанией на шельфе Каспийского моря). Предполагается, что предприятие будет выпускать широкий спектр нефтехимической продукции, включая продукты основного органического синтеза, полиэтилен, полипропилен и т. д.
Транспортировка нефти, добываемой «ЛУКойлом» в России, осуществляется по большей части трубопроводами «Транснефти», а также железнодорожным и водным транспортом. Нефть, добываемая на месторождениях компании в Казахстане, транспортируется, в том числе, через трубопровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК).
«ЛУКойлу» принадлежит целый ряд нефтяных и нефтепродуктовых терминалов, используемых для экспорта нефти и нефтепродуктов:
Терминал в порту Высоцк (Финский залив Балтийского моря) мощностью 10,7 млн т нефти и нефтепродуктов в год (на начало 2006 года). Терминал вблизи посёлка Варандей (Баренцево море) мощностью 12,5 млн т нефти в год — используется для отгрузки нефти, добываемой в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции [21] . Терминал в порту Светлый на Балтийском море (Калининградская область) мощностью 6 млн т нефти и нефтепродуктов. Терминал «Астраханский» в посёлке Ильинка (Астраханская область) мощностью 2 млн т нефти и нефтепродуктов.
Сеть по сбыту нефтепродуктов компании «ЛУКойл» охватывает 19 стран мира, включая Россию, страны СНГ (Азербайджан, Белоруссия, Грузия, Молдавия, Украина), государства Европы (Болгария, Венгрия, Кипр, Латвия, Литва, Польша, Сербия, Румыния, Хорватия, Чехия (на 2008 год 44 АЗС под торговой маркой JET), Эстония) и США. Компании принадлежит 199 нефтебаз и 5 830 автозаправочных станций.
Розничная продажа нефтепродуктов осуществляется по большей части под торговой маркой «ЛУКойл» (LUKOIL — за рубежом). В США часть заправочных станций компании работает под торговыми марками Getty и Mobil.
В июле 2008 года «ЛУКойл» договорился о покупке турецкой компании Akpet, которой принадлежит 693 АЗС, восемь нефтепродуктовых терминалов, пять хранилищ сжиженного природного газа, три авиатопливозаправочных комплекса и завод по производству и фасовке моторных масел на территории Турции. Сумма сделки составила немногим больше $500 млн. [22]
«ЛУКойлу» принадлежит значительное число малых электростанций и других энергетических установок. Собственные энергомощности компании на 2009 год включали 463 генерирующие установки мощностью 337 МВт. Указанные генерирующие ёмкости обеспечили в 2008 году 6,1 % потребностей компании в энергии. [23]
Помимо этого компания «ЛУКойл» контролирует 79,68 % акций «Южной генерирующей компании» (ТГК-8) [24] .
Среднесуточная добыча углеводородов «ЛУКойла» в 2008 году составила 2,194 млн барр. н. э./сут; объём нефтепереработки — 1,127 млн барр./сут. Выпуск нефтепродуктов за 2008 год (без учета мини-НПЗ и сицилийских НПЗ ISAB) вырос по сравнению с 2007 годом на 7,4 % и составил 52,5 млн т. Общий объём реализации нефти и нефтепродуктов в 2008 году составил 134,7 млн т (рост на 2,1 % по сравнению с предыдущим годом). [25]
В 2007 году число сотрудников «ЛУКойла» выросло на 1,9 % до 151,4 тыс. человек по сравнению с 2006 годом (148,6 тыс.). [26] [27] .
Выручка компании за 2009 год по US GAAP составила $81,1 млрд (в 2008 году — $107,7 млрд), операционная прибыль — $9,8 млрд ($13,7 млрд), чистая прибыль — $7,1 млрд ($9,2 млрд). [28] [25]
Компания «ЛУКойл» владеет контрольными пакетами или контролирует иным образом следующие основные организации:
«ЛУКойл-Центрнефтепродукт» «ЛУКОЙЛ-Волганефтепродукт» «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» «ЛУКОЙЛ-Коми» «ЛУКОЙЛ-Нефтехим» «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефтепродукт» «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» «ЛУКОЙЛ Оверсиз Холдинг Лтд.» «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» «ЛУКОЙЛ-Пермнефтепродукт» «ЛУКОЙЛ-Пермь» «ЛУКОЙЛ-Северо-Западнефтепродукт» «ЛУКОЙЛ-Севернефтепродукт» «ЛУКОЙЛ-УКРАИНА» «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОГАЗ» «ЛУКОЙЛ-Югнефтепродукт» LUKOIL AMERICAS CORPORATION LITASCO «ЛУКОЙЛ Балтия» «ЛУКойл Болгария ЕООД» «ЛУКойл Македония Лтд.» «ЛУКойл Хорватия» «ЛУКОЙЛ-БЕОПЕТРОЛ а. д.» «ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ» «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕТИ» «ЛУКОЙЛ-Уралнефтепродукт» «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка» «ЮГК ТГК-8» «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго» «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг» «ЛУКОЙЛ-ЦУР» «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго» «ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго» «ЛУКОЙЛ-ТТК» «РИТЭК» Торговый дом «ЛУКойл» «ЛУКОЙЛ-Интер-Кард» LUKOIL Czech Republic s. r. o. (Чешская Республика, Прага), и т. д.
Компания «ЛУКойл» декларирует свою ответственность перед обществом по сохранению благоприятной окружающей среды, рациональному использованию природных ресурсов [29] . Системы управления экологической и промышленной безопасностью компании сертифицированы по стандартам ISO 14001 и OHSAS 18001. Действует Политика ОАО «ЛУКойл» в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды в XXI веке. В 2005 году на выполнение мероприятий по обеспечению экологической безопасности компанией в целом было потрачено 9 млрд руб.
В начале 2007 года «ЛУКойл» объявил о принятии новой экологической программы, в рамках которой нефтяники потратят в течение 2007—2010 годов на природоохранные мероприятия $1,7 млрд. При этом будут профинансированы такие программы, как дальнейшее увеличение степени утилизации попутного газа, ремонт внутрипромысловых трубопроводов, рекультивация загрязненных земель, снижение вредных выбросов на нефтеперерабатывающих заводах, снижение водопотребления на производственные нужды [30] .
Вместе с тем, «ЛУКойл» сталкивается с критикой в свой адрес со стороны различных экологических организаций. В частности, серьёзные возражения экологов встречает осуществляемая компанией добыча нефти на шельфе Балтийского моря в Калининградской области, всего в 22 км от Куршской косы, входящей в перечень объектов всемирного наследия ЮНЕСКО [31] [32] .
По мнению ряда критиков, «ЛУКойл» унаследовал худшие стандарты советской нефтяной индустрии в отношении окружающей среды, недостаточно ответственно относясь к минимизации загрязнений на своих нефтепромыслах и заводах [33] [34] .
В конце апреля 2002 года в районе посёлка Юго-Камский (Пермский край) в результате незаконной врезки произошёл разрыв на нефтепродуктопроводе «Пермь-Альметьевск», принадлежащем ООО «Лукойл-Пермнефтепродукт». В результате на землю вылилось около 100 тонн дизельного топлива. Итогом аварии стало попадание нефтепродуктов в водопровод; длительное время в посёлке были закрыты детские сады, отсутствовала возможность для полива приусадебных хозяйств [35] . Осенью 2003 года МЧС России выявило факты разлива нефти вследствие разгерметизации межпромыслового нефтепровода, принадлежащего ТПП «ЛУКойл-Усинскнефтегаз», на территории республики Коми в районе города Усинска. Площадь нефтяных загрязнений составила в одном случае около 1,8 тыс. м², во втором — 377 м². В ходе дальнейшей проверки были установлены факты скрытия информации о неоднократных прорывах межпромыслового нефтепровода [36] . 10 марта 2007 в результате разгерметизации оборудования произошло возгорание нефтепродуктов на установке ЭЛОУ-АВТ-6 Волгоградского НПЗ, огонь распространился на 500 м², пожару присвоена третья категория сложности, установка выведена из строя на длительный период времени [37] . 4 апреля 2008 года в результате взрыва и последующего пожара на установке по выпуску полипропилена завода «Ставролен» погибли четверо рабочих предприятия. [38] 25 января 2011 года примерно в 10:00 (местного времени) в результате протечки масла в машинном зале ЛГПЗ (ТПП «Лангепаснефтегаз») произошёл пожар. Пожар тушили более 50 огнеборцев. Завод приостановил свою работу.
Предприятия «ЛУКойла» несут достаточно высокую социальную нагрузку, особенно в нефтедобывающих регионах. Доля работников компании и членов их семей в общей численности населения городов составляет: Лангепас — 42,7 %, Урай — 29,5 %, Когалым — 37,4 % (2004 год) [39] . На балансе компании находится ряд образовательных, медицинских и оздоровительных учреждений. Действует принятый в 2002 году Социальный кодекс ОАО «ЛУКойл».
Компания с 2000 года является генеральным спонсором футбольного клуба «Спартак» (Москва), а с 2003 года владельцем клуба является вице-президент «ЛУКойла» Леонид Федун. Кроме того, компания является спонсором ряда региональных российских команд по различным видам спорта. В частности, компания поддерживает волгоградский ватерпольный клуб «Лукойл-Спартак»), команду по спидвею «Лукойл» (город Октябрьский) и др. «ЛУКойлу» принадлежит автомобильная команда «ЛУКОЙЛ Рейсинг Тим», являющаяся одним из лидеров отечественного автоспорта. Команда «ЛУКОЙЛ Рейсинг Тим» участвует в российском чемпионате среди автомобилей класса «Туринг-Лайт» (RTCC) с 2004 года. Также компания оказывает поддержку Олимпийскому комитету России («ЛУКойл» — один из учредителей Фонда поддержки олимпийцев России).
Помимо России, «ЛУКойл» спонсирует различные спортивные коллективы во всех странах, где ведёт свою деятельность. В частности, в США компания с 2006 года спонсирует хоккейный клуб Philadelphia Flyers и бейсбольный Philadelphia Phillies; с 2007 года — хоккейный клуб New Jersey Devils, футбольный Philadelphia Eagles, бейсбольный Trenton Thunder. В 2007 году инвестиции «ЛУКойла» в спорт США превысят $1,6 млн [40] .
В Румынии компания спонсирует футбольный клуб «Рапид», в Молдавии — «Зимбру», на Украине поддерживает национальную федерацию мотоспорта, в Болгарии — мужской баскетбольный клуб «Лукойл-Академик», женский «Лукойл-Нефтохимик», одноимённые волейбольный, акробатический клубы и клуб академической гребли, а также клуб боевых искусств «Лукойл-Иккен».
В ноябре 2009 года Федеральная антимонопольная служба России наложила на компанию рекордный штраф за нарушение антимонопольного законодательства — 6,54 млрд руб. Штраф был наложен за зафиксированное в первом полугодии 2009 года злоупотребление доминирующим положением на оптовом рынке нефтепродуктов, выразившееся в «в изъятии товара из обращения» и создании «дискриминационных условий при реализации нефтепродуктов отдельным контрагентам». Как посчитала ФАС, эти действия привели к росту цен на оптовых рынках автомобильных бензинов, дизельного топлива и авиационного керосина в первой половине 2009 года. [41]
Ассоциация малых и средних нефтедобывающих предприятий «Ассонефть» критиковала «ЛУКойл» и органы власти Республики Коми за предоставление налоговых льгот нефтяным предприятиям региона, обязательным условием которых является добыча не менее 7 млн т нефти в год и (или) переработка не менее 3 млн т. Этим условиям в регионе соответствуют только два предприятия — «Лукойл Коми» и «Лукойл Ухтанефтепереработка». В марте 2007 года стало известно, что Федеральная антимонопольная служба России возбудила в связи с этим дело в отношении госсовета Коми по признакам нарушения ч. 1 ст. 15 закона «О защите конкуренции» в части ограничения конкуренции на рынках добычи и переработки нефти [42] [43] . В октябре 2005 года в центре скандала, связанного с «ЛУКойлом», оказался тогдашний премьер-министр Литвы Альгирдас Бразаускас. Оппозиционная фракция литовского парламента «Союз Отечества» начала сбор подписей за создание парламентской комиссии по расследованию некоторых фактов предпринимательской деятельности жены Бразаускаса — Кристины Бутримене-Бразаускене — в частности, приобретения ею 38 % акций элитной вильнюсской гостиницы «Crowne Plaza» (бывшей гостиницы «Draugystė», принадлежавшей Совету министров Литовской ССР и ЦК КПЛ) у супруги руководителя компании «ЛУКойл-Балтия». Обвинения были связаны с тем, что «ЛУКойл» являлся в тот момент одним из претендентов на пакет акций одного из крупнейших предприятий Литвы — нефтеперерабатывающего завода Mažeikių nafta, ранее принадлежавшего компании ЮКОС. Бразаускас отверг обвинения в коррупции, но признал, что его супруга владеет 51 % акций гостиницы, а ещё 48 % принадлежат его сыну. 22 ноября по настоянию президента страны Валдаса Адамкуса Альгирдас Бразаускас выступил по телевидению, заявив, что не причастен к приватизации гостиницы, а все обвинения должны рассматривать правоохранительные органы, а не парламентская комиссия [44] [45] . 25 февраля 2010 года в Москве служебный автомобиль вице-президента «ЛУКойла» Анатолия Баркова «Mercedes S-500» [46] столкнулся с автомобилем «Citroën», в котором находились врач Ольга Александрина и известный акушер Вера Михайловна Сидельникова. В результате автомобильной аварии обе женщины погибли [47] . ГИБДД выдвинула предварительную версию о виновности [48] в аварии водителя автомобиля «Citroën». Дорожно-транспортное происшествие вызвало серьёзный резонанс в обществе [49] [50] , так как возникло предположение, что ГИБДД пытается снять ответственность с реального виновника аварии — водителя «Мерседеса», который, согласно показаниям очевидцев, объезжал пробку и выехал на встречную полосу [51] [52] . Спустя несколько дней после аварии Глава ГИБДД Москвы вынес решение о неполном служебном соответствии командиру батальона ДПС, оформлявшего ДТП на Ленинском проспекте за то, что тот преждевременно назвал водителя «Ситроена» Ольгу Александрину виновницей ДТП [53] . Происшествие вызвало общественную реакцию, в частности, была организована акция бойкота заправок этой компании, Андрей Бочаров переозвучил рекламу «ЛУКойла» по мотивам этого ДТП [54] , а Noize MC написал песню «Мерседес S666 (Дорогу Колеснице)» [55] .
Устав компании – www. lukoil. ru/static. asp? id=87 на её сайте. Рейтинг крупнейших компаний России по объему реализации продукции – www. raexpert. ru/rankingtable/?table_folder=/expert400/2009/main/ // raexpert. ru После покупки активов ЮКОСа «Роснефть» вышла в лидеры отрасли – www. rambler. ru/news/economy/10344/10300474.html? print=1 // Rambler Mass Media, 04 мая 2007 Екатерина Дербилова. Опередить «Лукойл» – www. vedomosti. ru/newspaper/article/2006/12/26/118284 // Ведомости, № 244 (1771), 26 декабря 2006 Елена Виноградова, Александр Тутушкин, Кирилл Корюкин. Цена бренда – www. vedomosti. ru/newspaper/article. shtml?2007/04/23/124567 // Ведомости, № 72 (1846), 23 апреля 2007 Михаил Оверченко, Елена Виноградова. Дороже нефти – www. vedomosti. ru/newspaper/article. shtml?2009/04/28/193323 // Ведомости, № 76 (2346), 28 апреля 2009 ↑ 12345Александр Тутушкин. «Моя миссия еще не закончена», — Вагит Алекперов, президент компании «Лукойл» – www. vedomosti. ru/newspaper/article/244840/moya_missiya_esche_ne_zakonchena_vagit_alekperov_prezident // Ведомости, № 164 (2862), 02 сентября 2010 Как приватизировали нефтяную отрасль – www. temadnya. ru/inside/118.html // NEWSru. com со ссылкой на Российский нефтяной бюллетень 1995—1996 гг. Пока ЮКОС агонизирует, с санкции Кремля продолжается приватизация «Лукойла» – www. centryug. ru/business/management/poka_yukos_agoniziruet_s_sankcii_kremlya_prodolzhaetsya_privatizaciya_lukoyla. html // centryug. ru со ссылкой на inopressa. ru Александр Тутушкин, Родион Левинский. Почти партнеры – www. vedomosti. ru/newspaper/article/2004/07/29/78990 // Ведомости, № 133 (1173), 29 июля 2004 Вкратце – www. vedomosti. ru/newspaper/article/2006/12/19/117906 // Ведомости, № 239 (1766), 19 декабря 2006 ↑ 12Алиса Фиалко. Ни следа от Conoco – www. vedomosti. ru/newspaper/article/260615/ni_sleda_ot_conoco. // Ведомости, 23.05.2011, № 91 (2857). Елена Мазнева. «Лукойл» потратится на себя – www. vedomosti. ru/newspaper/article/2010/07/29/242030 // Ведомости, № 139 (2657), 29 июля 2010 Вера Сурженко. Совместная покупка – www. vedomosti. ru/newspaper/article. shtml?2008/05/13/148226 // Ведомости, № 85 (2107), 13 мая 2008 ↑ 12Елена Медведева. «Лукойл» предпочел Болгарию – www. vedomosti. ru/newspaper/article/2007/03/07/121923 // Ведомости, № 40 (1814), 7 марта 2007 Список крупнейших компаний по рыночной стоимости (капитализации) на 1 сентября 2008 года – www. raexpert. ru/printtable/?path=/expert400/2008/capitalization/ // Эксперт, № 39 (628), 6-12 октября 2008 ОАО «ЛУКОЙЛ» — Структура акционерного капитала – www. lukoil. ru/static_6_5id_213_.html Пресс-релиз 24.06.2010 – www. lukoil. ru/press. asp? div_id=1&id=2323&year=2010 Александр Тутушкин, Ирина Резник, Екатерина Дербилова. За счастьем на чужбину – www. vedomosti. ru/newspaper/article/2006/10/19/114386 // Ведомости, № 197 (1724), 19 октября 2006 Александр Тутушкин, Анна Цымбал. Дон Алекперов – www. vedomosti. ru/newspaper/article. shtml?2008/06/25/152482 // Ведомости, № 115 (2137), 25 июня 2008 Галина Старинская. Нефтяные компании сговариваются «подключиться» к терминалу ЛУКОЙЛа в НАО – www. rbcdaily. ru/2011/03/29/tek/562949979951346. // rbcdaily. ru. Елена Мазнева. Турецкий заправщик – www. vedomosti. ru/newspaper/article. shtml?2008/07/29/156559 // Ведомости, № 139 (2161), 29 июля 2008 Денис Вараксин, Александра Терентьева, Елена Мазнева. Свое дешевле – www. vedomosti. ru/newspaper/article. shtml?2009/05/26/197305 // Ведомости, № 94 (2364), 26 мая 2009 ОАО «ЮГК ТГК-8». Структура акционерного капитала – www. tgk-8.ru/capital/to_stockers/struct_capital // tgk-8.ru ↑ 12 «СВОБОДНЫЙ ДЕНЕЖНЫЙ ПОТОК ОАО „ЛУКОЙЛ“ В 2008 ГОДУ ДОСТИГ РЕКОРДНЫХ 3,8 МЛРД ДОЛЛ.» – www. lukoil. ru/press_6_5div__id_21_1id_21880_.html, lukoil. ru ОАО «ЛУКойл». Отчет о деятельности 2007 – www. lukoil. ru/materials/doc/annual_report_2007/Отчет_о_деятельности_2007.pdf ОАО «ЛУКойл». Годовой отчет о деятельности 2006 – www. lukoil. ru/materials/doc/annual_report_2006/AR_2006_RUS. pdf Консолидированная финансовая отчетность за 2009 год, подготовленная в соответствии с ОПБУ США – www. lukoil. ru/df. asp? id=52 ОАО «ЛУКОЙЛ» — Политика Компании – www. lukoil. ru/static_6_5id_267_.html Разрешение на применение, лицензии ростехнадзора, ростехнадзор, разрешения ростехнадзора, разрешение на применение Ростехнадзора, разрешение на применение оборудования, эколог… – www. rosnadzor. ru/review_of_press2730.html Иностранная пресса: – www. inopressa. ru/tagesspiegel/2005/04/07/12:32:10/oil Балтийские экологи не дают ЛУКОЙЛу покоя – www. ecoindustry. ru/news. html&id=1595 // Экологические новости, 12 апреля 2005 Обзор печати от 31 января 2002 г. – www. voanews. com/russian/archive/2002-01/a-2002-01-31-12-1.cfm? renderforprint=1&textonly=1&&TEXTMODE=1&CFID=52752730&CFTOKEN=99591093 / www. voanews. com ООО «Лукойл-Пермь» скрывает факты экологического загрязнения в деревне Павлово – www. alpha. perm. ru/sosedi/news0.php? n=3481 // alpha. perm. ru, 05 августа 2005 Жители поселка Юго-Камский потребовали у губернатора принять меры в связи с загрязнением территории, возникшим в результате прорыва продуктопровода ООО «Лукойл-Пермнефтепродукт» – www. volgainform. ru/allnews/33370/ ВолгаИнформ, 20 мая 2002 http://www. usinsk. ru/modules. php? name=News&file=print&sid=962 – www. usinsk. ru/modules. php? name=News&file=print&sid=962 На Волгоградском НПЗ произошел пожар 3 категории сложности – www. neftegazexpert. ru/ntext336.html // Ассоциация «Нефтегазэксперт», 12 марта 2007 В Москве умер пострадавший от пожара на «Ставролене» – www. rosbalt. ru/2008/04/21/476666.html // Росбалт-Кавказ, 21 апреля 2008 http://www. lukoil. ru/materials/doc/reports/Social/Otchet_16-08-2005.pdf – www. lukoil. ru/materials/doc/reports/Social/Otchet_16-08-2005.pdf Ринат Сагдиев, Александр Тутушкин, Кирилл Корюкин. Бизнесмены занялись иностранным спортом – www. vedomosti. ru/newspaper/article. shtml?2007/03/29/123181 // Ведомости, № 55 (1829), 29 марта 2007 Александр Тутушкин. Максимум ФАС – www. vedomosti. ru/newspaper/article/2009/11/06/218218 // Ведомости, № 210 (2480), 06 ноября 2009 Гендиректор ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» Владимир Муляк не опасается претензий антимонопольной службы – www. komionline. ru/news/2455 // Республика Коми Онлайн, 21 декабря 2006 Kreml. org | Госсовет Коми подозревают в ограничении конкуренции нефтяных компаний – www. kreml. org/news/145073149 Следствие ведут депутаты. Парламентская газета, № 203 (1820), 17 ноября 2005 – www. pnp. ru/archive/18200153.html «Путин ищет дураков»: Литва за неделю – www. regnum. ru/news/539514.html. REGNUM (5 ноября 2005). Смертельная «встречка». За одно утро в ДТП в Москве погибли четыре человека — Новые Известия – www. newizv. ru/news/2010-02-26/122439/ В крупном ДТП на площади Гагарина погибла врач-гинеколог и пострадал вице-президент ЛУКОЙЛа – www. newsmsk. com/article/25Feb2010/dtp_barkov. html «Лукойл» компенсации жертвам ДТП не даст : LIFE | NEWS – news. life. ru/news/14413 ДТП на Ленинском проспекте: закон для всех един? — Видео – rian. ru/press_video/20100303/211991723.html // РИА Новости, 03 марта 2010 Радиостанция «Эхо Москвы» / Блоги / Артемий Троицкий, журналист / Бойкотировать Лукойл! / Комментарии – www. echo. msk. ru/blog/troitskiy/660788-echo Свидетели и родственники погибших в аварии на Ленинском утверждают, что виноват водитель «Лукойла» – www. newsmsk. com/article/27Feb2010/lukoil_vinoven. html // Newsmsk. com, 27 февраля 2010 Алексей Ольшанский. Авария была по вине Mercedes – www. newizv. ru/news/2010-02-27/122501/ Новые Известия, 27 февраля 2010 Глава ГИБДД Москвы наказал гаишника, оформлявшего ДТП на Ленинском :: Общество :: Top. rbc. ru – top. rbc. ru/society/11/03/2010/378885.shtml Сам себя считаю городским теперь я — Сделали Лукойлу рекламку, бисплатна – bocharik. livejournal. com/283036.html Noize MC — Мерседес S666 (Дорогу Колеснице) — Hip-Hop. Ru – www. hip-hop. ru/forum/noize-mc-mersedes-s666-dorogu-kolesnice-293672/
Данный реферат составлен на основе статьи из русской Википедии. Синхронизация выполнена 09.07.11 17:45:57
Http://wreferat. baza-referat. ru/%D0%9B%D0%B0%D0%BD%D0%B3%D0%B5%D0%BF%D0%B0%D1%81-%D0%A3%D1%80%D0%B0%D0%B9-%D0%9A%D0%BE%D0%B3%D0%B0%D0%BB%D1%8B%D0%BC%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8C
Промышленно-инвестиционная компания “МиРос” выполняет строительство “под ключ” малотоннажных установок по переработке углеводородного сырья (МУПН) с получением бензиновых фракций, дизельного топлива и мазута.
Производительность предлагаемых МУПН от 5 до 200 тыс. тонн переработки сырой нефти в год, что позволяет получить (применительно к Западно-Сибирской экспортной смеси):
от 15 до 25 % прямогонного бензина; от 30 до 40 % дизельного топлива; от 35 до 55 % мазута.
Разработанные МУПН отвечают всем нормам строительства и эксплуатации нефтехимических производств на территории РФ.
Применяемое на МУПН отечественное оборудование, позволяет гибкую комплектацию строительства и возможность обеспечить производство запасными частями и агрегатами на ремонтно-эксплуатационные нужды. Проекты установок дорабатываются под конкретное сырье.
Монтаж и строительство МУПН может быть выполнено по двум схемам:
поэлементный монтаж; монтаж из блок-модулей заводской готовности.
В комплект поставки МУПН входит полный цикл технологического оборудования, КИПиА и электросиловое оборудование. Установки монтируются на площади 600-1000 м2 без учета комплекса объектов ОЗХ.
Объекты общезаводского хозяйства в комплект поставки не входят и компания “МиРос” предлагает :
поставить ОЗХ в блочно-модульном исполнении; привязать и переоборудовать в ОХЗ существующие на территории строительства объекты.
Стоимость МУПН зависит от мощности установки, комплектности, природно-климатических условий площадки строительства и удаленности. При наличии у заказчика стандартного нефтехимического оборудования возможно, после обследования, его использование.
Предполагаемая окупаемость МУПН с момента пуска не более 18 месяцев эксплуатации. Сроки строительства установки “под ключ” от 12 – 24 месяцев, из расчета основных проектно-строительных этапов:
исследование сырья от 1 до 2 месяцев; привязка проектно-сметной документации от 2 до 4 месяцев; заказ оборудования, его изготовление от 3 до 6 месяцев; строительно-монтажные работы от 6 до 12 месяцев.
Более подробно специалисты компании “МиРос” готовы ответить на вопросы Заказчика после представления паспорта на сырье и общей заявки на строительство МУПН.
Http://derevo5.ru/mini_npz. html
Данные статья посвящены весьма актуальной для настоящего времени проблеме повышению инновационной деятельности предприятий энергетической отрасли и способах ее развития. В работе даётся понятие сущности инновационной деятельности и инноваций как таковых, приводятся факторы, способствующие развитию и реализации этой активности, а также их значимость. Рассматриваются проблемы реализации этих программ, их эффективность.
Инновационная деятельность предприятий энергетической отрасли Ханты-Мансийского автономного округа – Югры
Innovative activity of enterprises of the power industry of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug – Yugra
Аспирант, гр. А0851 по направлению «Экономика и управление народным хозяйством»
Инженер ПТО АО «ЮРЭСК» ФГБОУ ВО «Югорский государственный университет»
Данные статья посвящены весьма актуальной для настоящего времени проблеме – повышению инновационной деятельности предприятий энергетической отрасли и способах ее развития. В работе даётся понятие сущности инновационной деятельности и инноваций как таковых, приводятся факторы, способствующие развитию и реализации этой активности, а также их значимость. Рассматриваются проблемы реализации этих программ, их эффективность.
These articles are devoted to a very topical issue for the present time – to increase the innovation activity of enterprises in the energy sector and the ways of its development. The paper gives the notion of the essence of innovation activity and innovations as such, provides the factors that contribute to the development and realization of this activity, as well as their significance. The problems of implementation of these programs, their effectiveness are considered.
Ключевые слова: инновация, инновационная деятельность, инновационная активность, энергетическая промышленность, энергетическая отрасль ХМАО-Югры, энергетические предприятия.
Key words: innovation, innovative activity, innovative activity, power industry, power industry of Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug-Yugra, energy enterprises.
В нынешних условиях продолжается реформирование устоявшихся условий, направленное на создание обоснованной и эффективной системы хозяйствования. На низшем уровне, а именно в сфере энергетического предпринимательства эти изменения оказались самыми сложными. Это обусловлено нестабильностью экономики как в стране, так и в мире, обострением конкурентной борьбы внутри государства и с зарубежными фирмами. В целом это ведет к тому, что российские предприятия стараются освоить новые способы и инструменты современного менеджмента.
Приток рабочей силы, наличие дешевых ресурсов в современных условиях давно не рассматриваются как абсолютное конкурентное преимущество. Ключевым аспектом в достижении успеха становится развитие науки, достижений и их использование на практике[9].
На сегодняшний день в регионе действует несколько тепловых электростанций, например, Сургутская ГРЭС-2, Сургутская ГРЭС-1, Нижневартовская ГРЭС, Наганская ГРЭС и т. п., газотурбинные электростанции, например, Приобская ГТЭС, передвижная электростанция «Казым» и т. п., котельная Сургутские ТС. Немаловажным является и внедрение инноваций в развитие энергетической отрасли региона, так,
Например, идет расширение Наганской ГРЭС, разработываются проекты строительства новых объектов.
Немаловажно заметить и то, что сегодня Ханты-Мансийский регион занимает достаточно прочное положение на рынке по переработке энергетических материалов. Так, регионе действует завод по стабилизации конденсата (ЗСК), мини-НПЗ в Когалыме, Красноленинский НПЗ, мини-НПЗ в Урае и множество других. Первичная переработка нефти и конденсата на указанных объектах достигает порядка 14,10 миллионов тонн в год. Также в регионе действует множество компрессорных станций, например, КС «Перегребная», КС «Сосновская», КС Верхнеказымская», КС «Бобровская» и т. п.
В условиях рыночного функционирования предприятия Ханты-Мансийского автономного округа стабильность осуществляемой деятельности фирмы проводится путём реструктуризации производства, использовании инноваций и достижений науки, расширении номенклатуры, и, что более важно, способностью активно и оперативно реагировать на изменения рынка.
Использование инноваций и открытий стало новым проявлением в деятельности предприятий энергетического сектора. Создание же эффективной системы управления инновационной деятельностью составляет важнейшую цель, которую ставит перед собой фирма в современных условиях.
Инновации, инновационная деятельность, совершенствование функционирования энергетического предприятия, – все эти факторы давно находятся во внимании ученых. До появления рыночных условий в Российской Федерации они рассматривались как проблематика в экономике научно-технического прогресса. Позднее они связывались с поиском
Возможностей преодоления глубокого экономического спада и дальнейшего развития экономического потенциала. С показателями развития рыночных отношений связывают и уровень инновационной активности, что оказывает положительное влияние на состояние экономики региона, общества и государства в целом[7].
В наши дни зачастую можно слышать понятия: "нововведение", "новация", "инновация", – что неудивительно. Различные новые предметы, товары или услуги признаются в обществе только после их серийного выпуска или распространения. И уже тогда в новых качествах и формах они являются новациями. Также можно заметить, что инновации весьма различны и достаточно многообразны. Существует множество форм трактовки этого термина, что говорит о заинтересованности различных сфер жизнедеятельности.
Рост такого внимания к данной проблеме во многом связывается со становлением экономики на инновационный путь развития. Преодоление технического отставания России предполагает усиление инновационного характера энергетической деятельности, формирование особой инновационной сферы[5]. Но ключевой аспект, естественно, должен делаться на базовые наукоёмкие отрасли экономики страны.
Большинство экономических субъектов рынка Ханты-Мансийского региона пришли к выводу, что стоит вести разработку новых товаров и услуг, а также развивать свою инновационную активность.
Изучая более подробно трактовку термина "инновационная активность", можно из тысячи определений выбрать одно. По моему мнению, это комплексная характеристика деятельности фирмы, которая содержит в себе факторы возможности мобилизовать свой капитал, показатели интенсивности осуществляемых действий, эффективность и значимость
Реализуемых мероприятий, а также рациональность технологии инновационного процесса.
Следовало бы отметить ряд предпосылок, оказывающих влияние на развитие инновационной активности предприятий энергетической отрасли Ханты-Мансийского автономного округа.
Переоценка традиционных современных энергетических технологий производства, преобразования, транспорта, распределения и потребления электроэнергии с позиций прогрессивных информационных инноваций, глобальной автоматизации и роботизации процессов управления (особенно быстропротекающих).
Широкое и глубокое диагностирование оборудования, требующее новых подходов к проектированию и изготовлению этого оборудования с закладкой «умных» датчиков состояния в необходимых местах. Разработка программного обеспечения комплексной обработки результатов диагностических замеров с целью оценки текущего состояния оборудования, обнаружения скрытых дефектов и неисправностей, прогнозирования остаточного ресурса.
Постепенное превращение управляемых объектов и окружающей их среды в «цифровую реальность», регулируемую интеллектуальными ресурсами, в том числе и искусственным интеллектом [6].
Но если рассматривать развитие инновационной активности в современных условиях, то прогнозы не слишком утешительны. Одной из возможных причин можно отметить отсутствие опыта реализации такой деятельности в рыночных условиях. Если обратиться к прошлому, то можно увидеть, что инновации, если и были, то ориентировались на реализацию государственных заказов и не распространялись на импортную продукцию. К тому же не существует, либо слишком незначительна практика реализации новаций на мировой рынок. Во многом также ключевые аспекты
Инновационной деятельности не имеют значения из-за отсутствия интеграции между промышленными предприятиями и научными центрами, их взаимосвязи. Важную роль играют общие финансово-экономические трудности, так же "утечка мозгов" и старение научных кадров[1].
Можно схематически изобразить совокупность аспектов, мешающих совершенствованию инновационной деятельности. Они представлены на рисунке 1.
Развитие инновационной деятельности можно рассматривать с двух сторон. С одной стороны, это заинтересованность государства и методы его регулирования, а, с другой стороны, это интеграция рыночных субъектов, заинтересованных во внедрении научных достижений.
Постоянство, сложность и разнообразие конкурентного противостояния выступает объективным аспектом необходимости реализации и развития инновационной деятельности предприятий энергетической отрасли Ханты-Мансийского автономного округа. Для эффективной работы предприятия в условиях конкуренции ему необходимо формировать и постоянно обновлять конкурентные преимущества, которые вследствие смогут укрепить его положение на рынке[2].
Безусловно, в идеале было бы неплохо создать такую организационную структуру, что позволяло бы иметь свои подразделения в организации, которые бы осуществлялись разработкой, внедрением инноваций. Это послужило бы существенным толчком к появлению или конструированию конкурентных преимуществ рыночного субъекта. Понимание данного вопроса все чаще начинает доходить до наших управляющих энергетической отрасли, как региона, так и страны в целом. Зачастую именно такой подход и является единственно возможным и экономически обоснованным для существующих организаций. Именно данное обстоятельство и послужило "толчком" к развитию и внедрению собственных инновационных продуктов, технологий или подходов к управлению[1].
Но на сегодняшний день не решены ряд главных проблем: отсутствие тесной связи между создателями и ключевыми потребителями инноваций; дезинформация и непрозрачность взаимоотношений, что ведет к снижению интереса в развитии инновационной активности. Помимо этого, главными трудностями становятся различные финансово-экономические вопросы, а также старение научных кадров.
Необходимый уровень конкурентоспособности рыночного субъекта, а также
Завоевать новые рынки сбыта, необходимо не только внедрение инвестиций в
Развитие новых технологий производства или переработки, но и в большей
Степени – создание новейших технологий и способов управления организацией. Именно от того, насколько будут грамотны, экономически обоснованы и целесообразны управленческие решения, от того, насколько будет принята правильная стратегия развития и будет подобран более точный бизнес-план, зависит дальнейшее будущее предприятия, возможности его дальнейшего роста. Этот фактор позволит более детально делегировать полномочия, получать своевременно и точно необходимую информацию о состоянии того или иного элемента или действия. Как показывает практика, даже если организация не владеет колоссальным запасом ресурсов, развитой снабженческой базой, но при всем при этом обладает грамотно выстроенной управленческой структурой, то она обязательно добьется успеха на рынке.
Важно понимать, что мало только заниматься разработкой инноваций, необходимо иметь четкую ориентацию "кто" и "для кого". Именно подобная взаимосвязь оказывает положительное влияние на совокупный инновационный потенциал как фирмы, так и государства. Однако проблема состоит не столько в самих технологиях и в способности общества генерировать научные знания, сколько в умении передавать их в промышленность и быстро превращать в нужные потребителям продукты и услуги[4].
В заключение следует отметить, что для инновационной активности и развития отечественной энергетической промышленности Ханты-Мансийского региона следует обеспечить:
• Создание обоснованной и взаимосвязанной системы инновационного цикла, начиная от поиска, создания идеи, до ее воплощения в жизнь, в промышленность;
• Создание качественно новых условий обучений и переобучения специалистов для работы в инновационном рыночном обществе;
• Создание и совершенствование инновационных инфраструктур в регионах;
Важно не забывать, что эффективность реализации государственного инновационного потенциала напрямую зависит от сознания и мышления граждан, формированиях рыночных механизмов и институциональных преобразований. Именно в этой сфере заключены возможности обеспечения долгосрочной устойчивости и конкурентоспособности национальной экономики[9].
Обращаясь к реалиям современной жизни, целесообразно рассмотреть все ранее сказанное на основании примера. Так, для реализации мероприятий по стимулированию спроса на электро — и теплоэнергию филиала Березовская ГРЭС ПАО «Юнипро» в Шарыповском энергоузле Красноярского края в прошлом году было создано дочернее общество ПАО «Юнипро» — Агропромышленный парк «Сибирь».
Компания занимается созданием теплоэнергетической инфраструктуры для агропроизводителей с привлечением инвесторов в сельскохозяйственную отрасль Красноярского края. За прошедший год был найден новый инвестор для строительства в Шарыповском районе крупного тепличного комплекса. Им стал агропромышленный холдинг «ЭКО-Культура», уже подписаны необходимые соглашения о сотрудничестве с инвестором, ведется работа по подтверждению параметров будущего тепличного комбината.
В рамках Красноярского экономического форума (КЭФ) 22 апреля 2017 года заместитель председателя правительства Российской федерации
Аркадий Дворкович провел совещание по реализации инновационных проектов Хакасии и Красноярского края, на котором генеральный директор АПП «Сибирь» Александр Токарев совместно с председателем совета директоров холдинга «ЭКО-Культура» Александром Рудаковым и директором Красноярского регионального представительства Россельхозбанка Владимиром Донских представил проект по строительству современного тепличного комплекса в Шарыповском районе. Проект получил одобрение вице-премьера правительства и губернатора Красноярского края.
Стол «Агропромышленные парки повышение эффективности АПК», центральной темой которого стало установлении единых правил функционирования и возможных мер поддержки управляющих компаний агропромышленных парков как особого вида индустриальных парков и их резидентов. Участники пришли к согласию о необходимости изменения национального стандарта по индустриальным паркам и включения в них определения АПП.
В частности, министр сельского хозяйства Красноярского края Леонид Шорохов и председатель комитета по делам села и агропромышленной политике Законодательного собрания Красноярского края Сергей Зяблов выразили готовность адаптировать существующие в Красноярском крае меры государственной поддержки к приоритетным для АПК региона инновационным проектам.
В конце хотелось бы еще отметить необходимость развития и появления новых технопарков, бизнес-инкубаторов, инновационно-внедренческих зон, которые в своей совокупности стимулируют и саму инновационную активность в стране.
1. Архипенко В. А. Состояние и перспективы инновационной деятельности крупных предприятий в интересах формирования и развития национальной инновационной системы. – Воронежский Государственный технологический Университет, 2015. – 111 с. 7
2. Асаул В. В. Влияние интеграционных процессов на повышение инновационной активности предприятий. – Издательство Казанского Государственного политехнического института, 2013. – 285 с.
3. Вознюк В. Н. Возможности развития инновационной деятельности в России: монография. – Новочеркасск: ЮРГТУ, 2006. – 134 с.
4. Клепов А. П. Инновационная деятельность: проблемы и перспективы / Под ред. проф. Дыльнова Г. В. – Саратов: Издательство Саратовского университета, 2015. – 140 с.
5. Мазур Н. З. Инновационная экономика: Инновационные системы. Интеллектуальная собственность. Условия развития. Самара: Издательство СНЦ РАН, 2006. – 128 с.
6. Методы, формы и инструменты организации и активизации инновационной деятельности предприятий / В. В.Дуюн, С. М.Буханова, Ю. А.Дорошенко: Монография. – СПб.: Химиздат, 2015. – 165 с.
7. Пантелькин В. В. Формирование направлений совершенствования механизма управления инновационной деятельностью в условиях трансформации российской экономики. – СПб., 2014. – 21 с.
8. Пилипенко А. В. Инновационная активность российский предприятий: условия роста / Российская академия наук. Институт истории естествознания и техники имени С. А. Вавилова. – М.: Маркет ДС, 2013. – 432 с.
9. Попов В. Д. Инновационная активность предприятий: проблемы и перспективы / Красноярский государственный аграрный университет. – Красноярск, 2011. – 54 с.
Http://cyberleninka. ru/article/n/innovatsionnaya-deyatelnost-predpriyatiy-energeticheskoy-otrasli-hanty-mansiyskogo-avtonomnogo-okruga-yugry
Химический метод предполагает разрушение с использованием деэмульгаторов (поверхностно-активных веществ). Данные компоненты характеризуются высокой активностью в сравнении с «работающим эмульгатором». Они образуют противоположную эмульсию и могут успешно растворять адсорбционную пленку. Этот способ в основном применяется одновременно с электрическим, при котором с помощью воздействия тока на эмульсию нефти происходит объединение частиц воды, что способствует более быстрому расслоению с нефтью.
В основу данного процесса заложен принцип разности в температурах кипения составляющих добытого сырья. В результате нефть должна быть разложена на фракции: светлые нефтепродукты (мазут) и масло (гудрон).
Сам процесс перегонки нефти осуществляется в ректификационных колонных. Так, добываемое сырье посредством использования насоса поступает в теплообменник, там прогревается и переходит в трубчатую печь, где уже подогревается до нужной температуры. Потом нефть как парожидкостная смесь поступает в испарительную часть указанной ректификационной колонны. Здесь осуществляется разделение жидкой и паровой фазы (жидкость перемещается вниз, а пар – вверх).
По результатам определения у нефти ее физико-химических свойств, а также в зависимости от потребностей в готовом продукте, выбирается дальнейший способ деструктивной переработки добываемого сырья. Вторичная переработка – это проведение термического и каталитического воздействия на нефтепродукты, которые получены способом прямой перегонки. Осуществление воздействия на сырье может менять природу содержащихся в нем углеводородов.
Так, первый способ (топливный) используется с целью получения автомобильных бензинов высокого качества, а также различных видов дизельного топлива и сырья для заправки реактивных двигателей. Данный метод предполагает использование меньшего количества технологических установок. Это процесс, в результате которого из нефтяных фракций можно получить моторные масла. К данному виду переработки сырья относится каталитический крекинг и риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг и прочие термические процессы.
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 
Александр Щемляев / Russian Look