Углеводороды | мини нпз из угля в новосибирске

мини нпз из угля в новосибирске

Установки от экстрасенса 700х170

Традиционная технология ректификации исчерпала ресурсы своего развития уже несколько десятилетий назад. Причиной тому стали неустранимые ограничения принципа внешнего флегмообразования, положенные в основу классической ректификации. Российским инженерам из группы компаний Линас удалось преодолеть этот барьер и создать технологию ректификации с внутренним флегмообразованием, которая получила название – технология ректификации Линас. На базе этой технологии был создан новый класс промышленного оборудования – пленочная ректификационная колонна с внутренним флегмообразованием. Ей присущи высокая эффективность и экономичность, компактность, высокая четкость разделения фракций, гибкость управления и высокий уровень безопасности.

Группа Линас выполняет следующие работы:

  1. Проектирование объектов нефтеперерабатывающих производств.
  2. Поставка под ключ установок Линас для первичной переработки нефти мощностью от 50 тысяч тонн до 1,2 миллионов тонн нефти в год. Особенности и преимущества установок Линас приведены здесь.
  3. Поставка под ключ установок получения зимнего и арктического дизельного топлива из летнего дизельного топлива.
  4. Поставка под ключ установок получения различных узких фракций из углеводородного сырья с высокой четкостью разделения между фракциями.
  5. Поставка под ключ установок вакуумной перегонки мазута.
  6. Комплексная автоматизация технологических установок и ТСП.

Высокая экономическая привлекательность НПЗ Линас основана на использовании оригинальной технологии ректификации Линас. Использование этой технологии в сравнении с традиционной ректификацией позволяет увеличить глубину отбора светлых фракций из нефтяного сырья на 5-8% и повысить выход дизельных фракций на 5-10% при одновременном снижении энергозатрат на эксплуатацию на 20-30%.
Обращаем также внимание на то, что после вступления в силу экологических требований технического регламента РФ, а затем и Таможенного Союза, производство автомобильных топлив на установках первичной перегонки стало невозможным. Для получения товарных автомобильных топлив необходимо дополнительно использовать процессы вторичной переработки.

Использование технологии Линас возможно и в других областях ректификации. Например, при получении биоэтанола, исходных материалов для получения солнечного кремния и других востребованных рыночных продуктов. Группа компаний ЛИНАС постоянно проводит исследовательские, пилотные и прикладные работы по разработке и использованию технологии Линас в промышленных установках.
Также группа компаний Линас занимается прикладными исследованиями в области процессов вторичной переработки углеводородного сырья, в частности гидроочистки, гидрокрекинга и изомеризации.

28.06.2018: В июне 2018 года в городе Степногорск (республика Казахстан) специалистами компании АО “Линас-Техно” выполнена модернизация установки НПУ-150 для разделения углеводородных фракций. В результате проведенных работ установка НПУ-150 получила возможность разделять тяжелые углеводородные фракции под вакуумом. Установка успешно прошла испытания и запущена в промышленную эксплуатацию. Благодаря низкому гидравлическому сопротивлению, ректификационные колонны Линас являются идеальным инструментом для вакуумной ректификации.

11.04.2018: В марте 2018 года в г.Томске успешно завершены испытания установки КБР-50, разработанной, изготовленной и запущенной компанией Линас-Техно по заказу компании ООО «НПО РеаСиб»,. Установка КБР-50 создана на основе установки НПУ-50 и ориентирована на разделение фракций в нефтехимии. Она предназначена для разделения углеводородного сырья на три фракции, применяемые для приготовления буровых растворов. Особенностью установки является новая ректификационная колонна Линас, позволяющая получать узкие многокомпонентные фракции с практически нулевым перекрытием между фракциями. Другой особенностью установки является наличие двух печей. Благодаря своим уникальным особенностям, установка КБР-50 позволяет решать широкий класс задач в нефтехимии, в отличие от установок типа НПУ-50, используемых только в нефтепереработке. Данная установка является 18-ой промышленной установкой, спроектированной и построенной нашей компанией.

24.01.2018: Компания ЗАО “Линас-Техно” преобразована в АО “Линас-Техно”.

28.12.2016: В декабре 2016 года в городе Степногорск (республика Казахстан) успешно запущен в промышленную эксплуатацию и выведен на проектную мощность завод по производству зимнего дизельного топлива на базе установки НПУ-150. Данная установка оснащена ректификационной колонной Линас последнего поколения, обеспечивающей высокоточное разделение углеводородных фракций.
Заметка о пуске завода на сайте казахского телеканала “Хабар 24” >>
Заметка о пуске завода на сайте Neftegaz.ru >>
Заметка о пуске завода на сайте BNews.kz >>

04.05.2016: В разделе Публикации выложена статья Сайфутдинова А.Ф. “Теоретические основы работы колонны с внутренним флегмообразованием. Сравнительный анализ внешнего и внутреннего флегмообразования”. В статье рассмотрены процесс работы классических ректификационных колонн и противоречия, накладываемые принципом внешнего флегмообразования. Данный принцип на текущий момент является основополагающим в теории ректификации. Показано, как принцип внутреннего флегмообразования позволяет преодолеть неразрешимые при внешнем флегмоообразовании противоречия. Приведена теоретическая модель колонны с внутренним флегмообразованием, работающей по технологии Линас. Показаны теоретические и практические преимущества процесса внутреннего флегмообразования над внешним.

15.04.2016: В республике Казахстан построена установка по высокоточному разделению углеводородных смесей на узкие фракции производительностью по сырью 150 тысяч тонн в год. В настоящее время проводится подготовка к пуско-наладочным работам.

15.01.2014: Обновлены русскоязычная и англоязычная версии сайта.

08.12.2014: За период 2004-2014 годы нами поставлено 16 комплектных установок Линас общей мощностью свыше одного миллиона тонн нефти в год.

04.07.2014: В июне 2014 года завершено строительство первой очереди нефтеперерабатывающего завода СТН-Терминал в Самарской области. Завод построен по проекту ЗАО “НПП Линас-Техно”.

Основу перерабатывающих мощностей первой очереди СТН-Терминал составляют две установки НПУ-50 и одна установка НПУ-150, изготовленные, смонтированные и запущенные ЗАО “Линас-Техно”.

Это установки нового поколения, построенные по вертикальной планировке. От предыдущих установок Линас они отличаются более высокими эксплуатационными характеристиками, более эффективным разделением смеси углеводородов и значительной компактностью расположения оборудования. Установки прошли испытания и признаны годными к промышленной эксплуатации.

Также установки Линас на СТН-Терминал оснащены новой более эффективной системой управления и ПАЗ, соответствующей современным требованиям промышленной безопасности.

Предлагаем Завод по производству синтетической нефти, автомобильного и печного топлива. Синтетическая нефть производится из угля без применения высоких температур и давления. Площадь, занимаемая Заводом, 700 м2 отапливаемого помещения и около 1000 м2 открытой территории. Срок ввода в эксплуатацию определяется сроком изготовления и монтажа мини-НПЗ и составляет около 6 месяцев.

Завод состоит из двух крупных блоков, которые могут работать независимо друг от друга. Это Комплекс по производству синтетической нефти из угля, мазута и воды, и мини-НПЗ, осуществляющий перегонку нефти в конечный продукт.

Мини-НПЗ Завода является стандартным блоком, изготавливаемым многими производителями.

Комплекс по производству синтетической нефти производится нами и предназначен для получения нефти путём воздействия процессов, сопровождающих кавитацию, на суспензию из воды, угля и органического растворителя в заданных пропорциях, при её непрерывной накачке свободными электронами.

При использовании в исходном сырье пропорций: мазута 40%, угля 50%, воды 10% на выходе Завода, в сутки, будет получено:

• либо 10 тонн дизельного топлива и 2 тонны прямогонного бензина, который необходимо присадками доводить до товарного.

Примечание: все виды топлива можно отбирать одновременно.

Завод нечувствителен к качеству сырья и вместо угля может потреблять шлам угля(отходы), а вместо мазута СНО(отходы промывки) или отработанное масло.

Точные пропорции сырья подбираются для каждого завода индивидуально, в зависимости от того, какой основной вид топлива нужно производить.

Расчетная сбестоимость дизельного топлива 8 рублей/литр.

Завод в год приносит чистую прибыль больше 72 млн. рублей при расчете тольео по дизельному топливу.

Стоимость Завода под ключ 60 млн. рублей.

Возможно изменение параметров готового топлива ( ДТ. Зимнее-Летнее ) путем интенсивности обработки сырья.

Если Вы заинтересованы, то мы отправим информацию по вариантам сотрудничества.

Администрация Кемеровской области одобрила предложения пяти инвесторов по созданию в регионе нефтеперерабатывающей отрасли. Суммарная мощность всех проектов превышает 1,5 млн тонн нефти. Более близкое расположение нефтепереработки к потребителям, по расчетам инвесторов, снизит цену конечного продукта на 10-15%.

Кузбасс потребляет около 3 млн тонн нефтепродуктов в год. Большую их часть (90%) в регион завозят железнодорожным транспортом с Омского НПЗ («Сибнефть») и заводов ЮКОСа в Ачинске и Ангарске. Доля светлых нефтепродуктов на кузбасском топливном рынке составляет около 65% (1,6-1,7 млн тонн в год). Эксперты полагают, что новые переработчики смогут занять до 35% рынка светлых нефтепродуктов.

Первым проект создания нефтеперерабатывающего предприятия в регионе, которое должно быть запущено уже в марте, стало реализовывать ООО «Энергостройснабэкспертиза». Сейчас компания завершает монтаж в Кемерове нефтеперерабатывающей установки мощностью 10 тысяч тонн нефти в год. Технология ее работы позволяет получать около 28% дизельного топлива от массы перерабатываемой нефти и столько же — прямогонного бензина (остальная доля от общей массы нефти — мазут). По словам замначальника департамента промышленности администрации Кемеровской области Юрия Ударцева, «максимальное октановое число прямогонного бензина равно 66. Чтобы повысить число, в бензин добавляются антидетонационные добавки». По словам господина Ударцева, в результате использования присадок можно увеличить октановое число до октанового числа бензина Аи-80.

Однако не все потребители и операторы рынка ГСМ хотят иметь дело с прямогонным бензином. Например, в Новосибирске некоммерческое партнерство предприятий нефтеобеспечения «ГСМ-Сибирь» в феврале призвало всех участников рынка отказаться от прямогонного бензина. Президент «ГСМ-Сибирь» Александр Бойко убежден, что даже при добавлении присадок в этот бензин «сделать из него

АИ-80 нереально. Для этого его нужно отправлять на нефтезавод для повторной переработки».

«Все те «присадки», вокруг которых разгорелся спор в Новосибирске, насколько я знаю, устарели, — возражает генеральный директор ООО «Северный Кузбасс» Сергей Бабитов, также предложивший проект строительства своего НПЗ, — и выхлопы от такого бензина были бы действительно опасны. Мы же собираемся применять современную технологию, при которой октановое число прямогонного бензина повышается за счет окислителей и катализаторов».

Проект НПЗ (мощность 200 тыс. тонн) «Северного Кузбасса» направлен на снабжение дизельным топливом принадлежащего компании угольного разреза. Предприятие, по словам Сергея Бабитова, будет строиться в Анжеро-Судженске, где проходит магистральный нефтепровод Нижневартовск-Иркутск. Сейчас «Северный Кузбасс» ведет переговоры с «Транснефтью» о получении разрешения на забор нефти из нефтепровода.

Переговоры с «Транснефтью» о заборе нефти в Анжеро-Судженске ведет и «Энергостройснабэкспертиза». По словам одного из учредителей компании Андрея Барабаша, эта анжеро-судженская установка будет существенно мощнее кемеровской: от 200 до 400 тыс. тонн нефти. Компания собирается вложить в строительство до 500 млн руб.

Кроме того, обладминистрация одобрила предложения по строительству еще одного НПЗ. Чиновники предложили реализовывать свой проект кемеровской и анжеро-судженской «Северо-Кузбасской инновационной компании». Последняя собирается начать строительство мини-НПЗ мощностью 15 тыс. тонн в год. Работы по строительству и пуску нефтеперегонной установки планируется завершить к концу 2004 года.

Другие проекты по нефтепереработке более грандиозны, но пока сроки их реализции не определены. «Томскнефтепереработка» предлагает построить завод мощностью в 1 млн тонн нефти в год, с объемом инвестиций в 4,8 млрд руб. Другое томское предприятие — «Томская нефтегазовая компания» — предлагает властям Кузбасса построить нефтеперерабатывающий завод мощностью 200 тыс. тонн нефти стоимостью в полмиллиарда рублей. В «Томской нефтегазовой компании» планируют реализовывать продукцию кузбасского завода в Томской области, где компания ведет добычу нефти (в 2004 году она планирует добыть 25-50 тыс. тонн, в следующем — до 150 тыс. тонн). Сейчас оба проекта томичей проходят согласование предпроектной документации.

В областном департаменте промышленности полагают, что создание нефтеперерабатывающей отрасли в области позволит снизить цену готовой продукции на 10-15% как минимум за счет сокращения транспортных издержек. Склонен согласиться с этим и Сергей Бабитов из «Северного Кузбасса»: «Именно 10-15% от стоимости нефтепродуктов составляют транспортные издержки. Если нам удастся применить глубокую переработку нефти, тогда мы сможем бороться на рынке с [крупными] НК. Другой вопрос — смогут ли новые НПЗ «пристроить» мазут, которого Кузбасс потребляет сейчас не больше 140 тыс. тонн в год».

Вопросы реализации готового топлива пока слабо интересуют руководителей проектов. «Реализовывать готовое топливо можно и через сеть оптовых баз, и через сеть баз угольных предприятий, и через собственный товарный парк НПЗ — скажем, автозаправщик приедет на бензовозе, оптовик получит железнодорожную цистерну, — говорит один из нефтепереработчиков. — Сейчас, пока будет идти строительство предприятий, и мы, и другие предприятия, которые собираются заниматься нефтепереработкой, просчитывают эти варианты».

Аналитик ИГ «Атон» Дмитрий Лукашев считает, что развитие мелкой и средней нефтепереработки нетипично для России и противоречит сложившимся на рынке правилам игры: «Маржа на нефтепереработке очень высокая, поэтому между владельцами НПЗ существуют договоренности. Появление новых игроков может привести к падению цен на нефтепродукты, что не входит в интересы нефтяных компаний».

Разработчики успешно апробировали уникальную технологию прямого ожижения угля для производства синтетической углеводородной смеси — аналога нефти. Причем себестоимость получаемого топлива в разы дешевле «естественного». Применения мини-заводов практически безграничны — от сельского хозяйства до ЖКХ.

Как отмечают разработчики им удалось создать действующую технологию ожижения угля, подходящую для массового внедрения в первую очередь для малого и среднего бизнеса, так как ее внедрение не требует значительных затрат и быстро окупается.

Первая установка по производству синтетических жидких котельных топлив из углей по технологии электрокавитационной обработки водоугольных смесей уже изготовлена и отгружена заказчикам — стекольный завод в г. Нампо (КНДР). Ее мощность по конечному продукту 15 т в сутки. Параллельно уже разработано технико-экономическое обоснование на оборудование мини-завода по производству из угля дизельного топлива мощностью до 100 т в сутки для собственных технологических нужд объектов угледобычи ООО «Промугольсервис» (г. Новокузнецк). Начаты работы по разработке проекта по автономному отоплению, энергоснабжению и обеспечению ГСМ агрокомплекса в Алтайском крае.

— НП «Южно-Уральское техническое общество» (г. Миасс Челябинской области) отвечает за разработку технической документации, ведение договорных отношений, организация изготовления и поставки комплектующих.

— ООО «Квант» (г. Новокузнецк Кемеровской области) — отработку технологии, изготовление электроразрядной установки, сборку и заводские испытания комплекта, пусконаладочные работы.

— ООО «НПО СПб ЭК» (г. Санкт-Петербург) — является технологическим партнером, отвечает за продвижение, тиражирование разработки и активное внедрение ее на промышленных предприятиях страны, за рубежом.

Стоит отметить, что само производство жидкого моторного топлива из угля — в общем то дело не новое. В различных странах сейчас работает более 80 опытных установок ожижения угля. Однако в промышленном масштабе эти технологии в настоящее время не используются вследствие целого ряда причин.

Основные недостатки существующих технологий ожижения угля обусловлены невысокой производительностью процесса, протекающего при высоких давлениях и температурах, в присутствии катализаторов, необходимостью организации производства водорода и кислорода, выделения катализатора для повторного использования в процессе, — поясняет Игорь Якупов, заместитель директора «Южно-Уральское техническое общество» г. Миасс Челябинской области. — Масштаб рентабельного производства в этой области начинается с уровня примерно полумиллиона тонн жидких продуктов в год, т. е. порядка нескольких миллионов тонн в год по исходному углю.

В этом случае нужны колоссальные инвестиции, потребность в которых начинает свой отсчет от уровня порядка миллиарда долларов США при сроках окупаемости от 7-8 лет и выше. Совершенно очевидно, что такие проекты являются долгосрочным вложением капитала игроков мирового уровня. Именно поэтому ни в одной стране пока не было построено ни одного коммерческого производства синтетического жидкого топлива из угля. При этом, сама притягательность формулы «бензин из угля» не оставляет в покое многих производственников. Поэтому запросы на проработку технологии к специалистам по глубокой переработке угля поступают постоянно. Экономическая целесообразность производства жидкого топлива из углей определяется достаточными запасами угля в нашей стране и коммерческой эффективностью, сопоставимой с перегонкой нефти.

Главное отличие проекта от существующих способов переработки углей заключается как раз в значительном снижении удельных затрат, стоимости оборудования за счет исключения процессов, протекающих при высоких температурах и давлениях, исключении каталитических реакций. Технология гораздо дешевле и проще. Нет необходимости строить целые заводы с гигантским производственным циклом, нести огромные расходы.

— Наше оборудование достаточно компактное, оно позволяет дешевый бурый уголь путем обработки двухфазной водно-угольной среды с добавлением тяжелого нефтяного остатка (ТНО) в кавитационном поле, создаваемом импульсными высоковольтными разрядами. переработать в аналог нефти, а из нее выделить аналоги бензина, дизтоплива и мазута. Причем себестоимость синтетического горючего, по нашим расчетам, будет втрое меньше получаемого обычным путем, — отмечает Игорь Якупов.

Сырьём для производства является: уголь — 50%; тяжелые остатки нефтепереработки (ТНО) — 23%, вода — 27%.На переработку подается измельченный уголь — угольная пыль — в установке перемешивания он смешивается с водой и тяжелым нефтяном осадком (ТНО), далее смесь обрабатывается в гомогенизаторе роторного типа — кавитационно-гидроударном диспергаторе (КаГуД). После этого гомогенная коллоидная суспензия подаётся насосом на установку электрогидроударной импульсной обработки, с напряжением на разрядной ячейке до 60 000 В.

На выходе получается нефтеподобный продукт плотностью 0,95-0,96 г/см3. Для получения товарной нефти, из нефтеподобного продукта отделяются вода и угольный остаток. Выделенная углеводородная фракция СУН плотностью 0,825 г/см3 разгоняется на товарные фракции с поочерёдным их отбором.

Сегодня после изготовления опытно-промышленного образца установки мощностью по переработке угля 15 т в сутки, разработчики приступили к проектированию и изготовлению установки глубокой переработке угля мощностью до 50 т в сутки. Это полуавтоматизированая технологическая линия модульной конструкции, последовательно осуществляющая измельчение подаваемого с угольного склада сырья, смешивание измельченного угля с водно-мазутной эмульсией с получением устойчивой водно-угольно-мазутной композиции, направляемой на обработку в проточном реакторе с получением жидкой углеводородной топливной композиции (аналога нефти) и ее переработку в товарные синтетические жидкие топлива.

Разработчики объясняют, что особенно высокая отдача таких установок получается при малых объемах производства. Низкобюджетная мобильная установка вполне применима даже в условиях Крайнего Севера, куда горючее приходится везти за тысячи километров. Ее можно поставить вблизи мест добычи угля и прямо на месте вырабатывать дизтопливо и бензин. Такие установки возможно применять и для утилизации угольных шламов, отвалов — в плюсе будет и экология, и производство. Вообще, возможности применения подобных мини-заводов практически безграничны — это и сельское хозяйство, малая энергетика, ЖКХ.

Углеводороды | адрес мини нпз краснодарский край

адрес мини нпз краснодарский край

Установки от экстрасенса 700х170

“АБИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД”, ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

Регион: Краснодарский край

Адрес: 353307, КРАСНОДАРСКИЙ край, АБИНСКИЙ район, ст-ца ХОЛМСКАЯ, ул. ЭЛЕВАТОРНАЯ №2

Генеральный директор / ответственное лицо / владелец ЗАО “АБИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД” : нет данных

График работы: Пн-Пт: 10-19, Сб-Вс: 9-15

Нашли неточность в описании или хотите указать больше информации о компании? – Напишите нам!

Фирма ЗАО “АБИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД” зарегистрирована 13 марта 2007 года. Регистратор – Инспекция Федеральной налоговой службы по Абинскому району Краснодарского края.

ОКОГУ: Организации, учрежденные юридическими лицами или юридическими лицами и гражданами

Виды деятельности по ОКВЭД:
Производство кокса, нефтепродуктов и ядерных материалов
Производство нефтепродуктов

Дополнительно:
Производство нефтепродуктов
Хранение и складирование нефти и продуктов ее переработки
Хранение и складирование газа и продуктов его переработки
Хранение и складирование прочих жидких или газообразных грузов
Капиталовложения в ценные бумаги
Деятельность дилеров
Подготовка к продаже, покупка и продажа собственного недвижимого имущества
Сдача внаем собственного недвижимого имущества

На данный момент открытых вакансий нет. Возможно вас заинтересуют вакансии в других компаниях:

Отзывы об ЗАО “АБИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД”. Оставить отзыв об ЗАО “АБИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД” в социальных сетях

Также смотрите компании и организации с похожим видом деятельности, как у ЗАО “АБИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД”: ООО “УРАЛОСИБИРСКАЯ НЕФТЯНАЯ КОМПАНИЯ” | ООО “НАВЛОН” | ООО “СИГНАЛ” | ООО “ОЙЛ КЛИНИНГ СЕРВИС” | ООО “”

Компания зарегистрирована 13 марта 2007 года (Инспекция Федеральной налоговой службы по Абинскому району Краснодарского края). Полное название: “АБИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД”, ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО, ОГРН: 1072323000265, ИНН: 2323026546. Регион: Краснодарский край, Абинский район. Фирма ЗАО “АБИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД” расположена по адресу: 353307, КРАСНОДАРСКИЙ край, АБИНСКИЙ район, ст-ца ХОЛМСКАЯ, ул. ЭЛЕВАТОРНАЯ №2. Основной вид деятельности: “Производство кокса, нефтепродуктов и ядерных материалов / Производство нефтепродуктов”. Дополнительные направления: “Хранение и складирование нефти и продуктов ее переработки”, “Хранение и складирование прочих жидких или газообразных грузов”, “Производство нефтепродуктов”, “Капиталовложения в ценные бумаги”, “Хранение и складирование газа и продуктов его переработки”.

ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “АБИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД”

Предполагаемые товары и услуги, согласно ОКПД:

  • Топливо дизельное летнее с содержанием серы не более 350 мг/кг
  • Бензин автомобильный неэтилированный с октановым числом не менее 95, но менее 98, содержанием серы не более 50 мг/кг
  • Масла индустриальные
  • Бензин автомобильный неэтилированный с октановым числом не менее 95, но менее 98, содержанием серы не более 150 мг/кг
  • Уайт-спирит
  • Пентан (фракция пентановая)
  • Бензины специальные
  • Битумы нефтяные строительные, кровельные, изоляционные и аналогичные
  • Топливо дизельное арктическое с содержанием серы не более 500 мг/кг
  • Пропан

ЗАО “АБИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД” , дата регистрации — 13 марта 2007 года, регистратор — Инспекция ФНС России по АБИНСКОМУ району КРАСНОДАРСКОГО края. Полное официальное наименование — ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “АБИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД” . Юридический адрес: 353307, КРАСНОДАРСКИЙ край, АБИНСКИЙ район, ст-ца ХОЛМСКАЯ, ул. ЭЛЕВАТОРНАЯ №2. Основным видом деятельности является: “Производство нефтепродуктов”. Компания также зарегистрирована в таких категориях как: “Сдача внаем собственного недвижимого имущества”, “Хранение и складирование прочих жидких или газообразных грузов”, “Хранение и складирование нефти и продуктов ее переработки”. Генеральный директор — Григорьев Константин Григорьевич. Организационно-правовая форма (ОПФ) — закрытые акционерные общества. Тип собственности — частная собственность.

ФЛ ЗАО “КРАСНОДАРСКИЙ АВТОЦЕНТР “КАМАЗ”
Техническое обслуживание и ремонт автотранспортных средств
350018, г. КРАСНОДАР, ул. ОНЕЖСКАЯ, д. 64

“ПОЖСЕРВИС”, ООО
Производство электромонтажных работ
352630, КРАСНОДАРСКИЙ край, г. БЕЛОРЕЧЕНСК, ул. 8 МАРТА, д. 57, корп. 1

“ЛИ-АРТ А”, ООО, КРАСНОДАР
Прочая оптовая торговля
350000, г. КРАСНОДАР, ул. КАЛИНИНА, д. 333

“ЖБ И КОМ”, ООО
Деятельность санаторно-курортных учреждений
354000, КРАСНОДАРСКИЙ край, г. СОЧИ, ул. ПОЛИТЕХНИЧЕСКАЯ, д. 22/4

МБУ “ЮЖНАЯ ПБ”
Деятельность библиотек, архивов, учреждений клубного типа
353334, КРАСНОДАРСКИЙ край, КРЫМСКИЙ район, п. ЮЖНЫЙ, ул. ЦЕНТРАЛЬНАЯ, д. 1

“ДЕКОР-СЕРВИС ЮГ”, ООО
Предоставление прочих видов услуг по техническому обслуживанию автотранспортных средств
350033, г. КРАСНОДАР, ул. СУВОРОВА, д. 74

“АЛИНА”, ООО
Производство макаронных изделий
354340, КРАСНОДАРСКИЙ край, г. СОЧИ, ул. ЛЕНИНА, д. 212, кв. 1

КХ СИМОНОВОЙ Г И, НЕКРАСОВСКАЯ
Выращивание зерновых и зернобобовых культур
352301, КРАСНОДАРСКИЙ край, УСТЬ-ЛАБИНСКИЙ район, ст-ца НЕКРАСОВСКАЯ, ул. САДОВАЯ, д. 53

ЖСК МОНОЛИТ, СОЧИ
Управление недвижимым имуществом
354066, КРАСНОДАРСКИЙ край, г. СОЧИ, ул. ИСКРЫ, д. 68

“КЛП”, ООО
Покупка и продажа собственного недвижимого имущества
353182, КРАСНОДАРСКИЙ край, г. КОРЕНОВСК, ул. ТИМАШЕВСКАЯ, д. 3Б, к. 11

СТ ДНТ ДРУЖНОЕ, КРЫМСКИЙ
Управление недвижимым имуществом
353351, КРАСНОДАРСКИЙ край, КРЫМСКИЙ район, ст-ца НИЖНЕБАКАНСКАЯ, ТЕР СДТ ДРУЖНОЕ, д. 77

ПТФ “ИНФОТОРГСЕРВИС”, ООО, КРАСНОДАРСКИЙ
Оптовая торговля лесоматериалами, строительными материалами и санитарно-техническим оборудованием
353440, КРАСНОДАРСКИЙ край, г. АНАПА, ул. КОЛЬЦЕВАЯ, д. 15

ОО “ФУТБОЛЬНЫЙ КЛ “РИФ”-МЯСОКОМБИНАТ “ТИХОРЕЦКИЙ”, ТИХОРЕЦКИЙ
Деятельность прочих общественных организаций, не включенных в другие группировки
352105, КРАСНОДАРСКИЙ край, ТИХОРЕЦКИЙ район, ст-ца АЛЕКСЕЕВСКАЯ, ул. ЗАПАДНАЯ, д. 18

“РАДОСТЬ”, ООО, СОЧИ
Оптовая торговля бытовыми электротоварами
354002, КРАСНОДАРСКИЙ край, г. СОЧИ, ул. ТРАНСПОРТНАЯ, д. 130

“АНГО”, ООО, СОЧИ
Деятельность ресторанов и кафе
354068, КРАСНОДАРСКИЙ край, г. СОЧИ, ул. ВИНОГРАДНАЯ, д. 120

© 2012-2018 Справочник компаний “ОКАТО.net”, последнее обновление – сентябрь 2018 года.

Любое копирование материалов возможно только при наличии активной обратной ссылки на соответствующую страницу этого портала.

информация актуальна на 11.10.2018 на карточке организации
с учетом всех используемых
источников данных.”>

разделы

  • Анкета
  • Ликвидация
  • Реквизиты
  • Учредители
  • Связи
  • ОКВЭД
  • Выписка из ЕГРЮЛ ФНС РФ”>

Организация ликвидирована 8 апреля 2011 г.

Способ прекращения: ПРЕКРАЩЕНИЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЮРИДИЧЕСКОГО ЛИЦА В СВЯЗИ С ИСКЛЮЧЕНИЕМ ИЗ ЕГРЮЛ НА ОСНОВАНИИ П.2 СТ.21.1 ФЕДЕРАЛЬНОГО ЗАКОНА ОТ 08.08.2001 №129-ФЗ

ЗАО “Абинский НПЗ” зарегистрирована 13 марта 2007 г. регистратором Межрайонная инспекция Федеральной налоговой службы № 16 по Краснодарскому краю. Юридический адрес ЗАО “Абинский НПЗ” – 353309, Краснодарский край, Абинский район, станица Холмская, Элеваторная улица. Основным видом деятельности является «Производство нефтепродуктов», зарегистрировано 17 дополнительных видов деятельности. Организации ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО”АБИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД” присвоены ИНН 2323026546, ОГРН 1072323000265.

Организация ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО”АБИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД” ликвидирована 8 апреля 2011 г. Причина: ПРЕКРАЩЕНИЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЮРИДИЧЕСКОГО ЛИЦА В СВЯЗИ С ИСКЛЮЧЕНИЕМ ИЗ ЕГРЮЛ НА ОСНОВАНИИ П.2 СТ.21.1 ФЕДЕРАЛЬНОГО ЗАКОНА ОТ 08.08.2001 №129-ФЗ.

Телефон, адрес электронной почты, адрес официального сайта и другие контактные данные ЗАО “Абинский НПЗ” отсутствуют в ЕГРЮЛ и могут быть добавлены представителем организации.

Производительность железнодорожной эстакады:
„- 1,3 млн тонн в год по сливу сырья;
„- 3,5 млн тонн в год по наливу продукции.

АО «Краснодарский нефтеперерабатывающий завод – Краснодарэконефть» выпускает высококачественную продукцию удовлетворяющую требованиям российских стандартов. Действующие технологические установки позволяют заводу выпускать широкий ассортимент продукции, в том числе: бензины, топливо для реактивных двигателей, дизельное топливо, мазут, битум дорожный, прямогонные бензиновые фракции, летнее дизельное топливо, печное топливо.

Проектная мощность завода 3 млн. тонн нефти в год

АО “КНПЗ-КЭН” на южной окраине г. Краснодара, близость к морским грузовым терминалам обуславливают коммерческую привлекательность завода, и является существенной предпосылкой для создания актуальных логистических схем транспортировки и реализации нефтепродуктов.

малосернистые краснодарские и западносибирские нефти с содержанием серы до 0,6%, поступающие на предприятие по трубопроводам и в железнодорожных цистернах.

для реактивных двигателей, используемое при запуске космических аппаратов, вырабатывается краснодарским НПЗ из уникальной нефти Анастасиевско-троицкого месторождения

Выставка фоторабот организована Краснодарским региональным отделением Русского географического общества при поддержке Краснодарского нефтеперерабатывающего завода-Краснодарэконефть и Законодательного Собрания Краснодарского края. Первыми зрителями экспозиции “Уникальная природа Кавказа” стали.

25 августа на краснодарском стадионе «Труд» прошла уже ставшая традиционной летняя спартакиада среди сотрудников «Краснодарского НПЗ-Краснодарэконефть». В этом году мероприятие было посвящено сразу двум праздникам – приближающемуся Дню работников нефтяной и газовой промышленности и 107-й годовщине.

В середине августа технический директор Краснодарского НПЗ-Краснодарэконефть Алексей Владимирович Сидоров принял участие в восхождении на гору Казбек. Своё восхождение на легендарную вершину он посвятил сразу двум приближающимся праздникам – Дню рождения Краснодарского НПЗ и Дню работников нефтяной.

В канун своего 100-летнего юбилея старейший ВУЗ Краснодарского края – Кубанский государственный технологический университет выпустил несколько сотен молодых специалистов для разных отраслей. Среди них были и учащиеся одной из ведущих кафедр ВУЗа – кафедры технологии нефти и газа, которая в 2018.

Углеводороды | строительство 4 нпз в казахстане

строительство 4 нпз в казахстане

Установки от экстрасенса 700х170

В случае строительства четвертого нефтеперерабатывающего завода Казахстан может затратить $10 млрд, передает корреспондент Kazpravda.kz со ссылкой на заместителя министра энергетики РК Магзума Мирзагалиева.

По его словам, технико-экономическое обоснование (ТЭО) строительства четвертого нефтеперерабатывающего завода в Казахстане планируется заказать через несколько месяцев.

“Сегодня рабочая группа этим занимается, то есть мы придем, я полагаю, в течение нескольких последующих месяцев к решению, что, видимо, будет необходимо заказывать ТЭО. И потом уже все это будет понятно по результатам ТЭО”, – сказал Мирзагалиев в ходе встречи с представителями СМИ, посвященной теме, обеспечения ГСМ в Казахстане.

Как отметил вице-министр энергетики, для строительства 4-го НПЗ в Казахстане необходимо решить еще несколько вопросов. В частности, месторасположение завода, его мощность и ориентировочная стоимость строительства, рынки сбыта продукции нового завода.

“Очень важный, вопрос – это ценообразование. Понятно, что сегодня мировая статистика говорит о том, что заводы мощностью менее 10 миллионов тонн переработки нефти строить нерентабельно и нецелесообразно. Завод мощностью 10 миллионов тонн будет стоить порядка 10 миллиардов долларов. Для окупаемости строительства завода мы, естественно, должны просчитать все варианты”, – уточнил замминистра энергетики.

Напомним, в конце прошлого года сообщалось, что Казахстан откажется от идеи строительства нового НПЗ, вместо этого будет увеличена мощность Шымкентского завода. Однако 25 декабря в ходе общенационального телемоста Нурсултан Назарбаев заявил, что новому НПЗ в Казахстане быть.

“В условиях кризиса и снижения цен на нефть и газ переработка является выходом из положения. И мы будем делать это. Нам надо строить новый нефтеперерабатывающий завод все же, больше выпускать готовой продукции, чтобы не клянчить, не ходить, имея собственную нефть, у кого-то выпрашивать нефтепродукты. Лучше продавать нефтепродукты. Наверное, нам надо построить несколько крупнейших предприятий в нефтегазовой отрасли, они дорогие, 6–8 миллиардов долларов стоят, но это выдает всю линейку химической продукции: от газа до лекарств. Вот такими крупными делами мы будем заниматься. Я сегодня перед Правительством ставлю задачу: постараться привлечь в Казахстан еще как минимум пять крупнейших транснациональных корпораций для строительства пяти новых обрабатывающих заводов”, – подчеркнул он.

Строительство четвертого нефтеперерабатывающего завода может обойтись в $2 млрд, сообщил президент Казахстана Нурсултан Назарбаев. “Я всегда говорил, что нам нужен четвертый нефтеперерабатывающий завод. Сейчас мы провели реконструкцию, и нам хватает, но через 3-4 года будет вновь не хватать горюче-смазочных материалов, поэтому нам нужен еще один нефтеперерабатывающий завод. Мы договорились, что на 50% войдут туда они (китайские инвесторы – прим.), 50% – мы. Он стоит около 2 млрд американских долларов. Кто вложит в Казахстан такие инвестиции?”, – цитирует главу государства госагентство “Казинформ”.

В начале этого года глава Минэнерго сообщал, что четвертый НПЗ должен быть построен в республике к 2022 году. “Четвертый нефтеперерабатывающий завод Казахстану нужен, это мое мнение. Мы сейчас поднимаем данный вопрос. Ведь строительство завода – это дело не одного года. Спрос на горюче-смазочные материалы растет. По нашим прогнозам, примерно к 2022 году возникнет необходимость в увеличении импорта нефтепродуктов. К этому времени четвертый завод уже должен быть построен. Мощности трех существующих заводов для удовлетворения растущего спроса на нефтепродукты недостаточно”, – заявлял К.Бозумбаев.

В Казахстане с населением свыше 18 млн человек действуют три НПЗ – Атырауский, Павлодарский и Шымкентский. Шымкентский НПЗ построен в 1985 году, “КазМунайГаз” и CNPC владеют по 50% долей акций завода. Атырауский и Павлодарский заводы построены в 1945 и 1978 годах соответственно, контролируются “КазМунайГазом”.

Fusion Media не несет никакой ответственности за утрату ваших денег в результате того, что вы положились на информацию, содержащуюся на этом сайте, включая данные, котировки, графики и сигналы форекс. Учитывайте высочайший уровень риска, связанный с инвестированием в финансовые рынки. Операции на международном валютном рынке Форекс содержат в себе высокий уровень риска и подходят не всем инвесторам. Торговля или инвестиции в криптовалюты связаны с потенциальными рисками. Цены на криптовалюты чрезвычайно волатильны и могут изменяться под действием разнообразных финансовых новостей, законодательных решений или политических событий. Торговля криптовалютами подходит не всем инвесторам. Прежде чем начать торговать на международной бирже или любом другом финансовом инструменте, включая криптовалюты, вы должны правильно оценить цели инвестирования, уровень своей экспертизы и допустимый уровень риска. Спекулируйте только теми деньгами, которые Вы можете позволить себе потерять.
Fusion Media напоминает вам, что данные, предоставленные на данном сайте, не обязательно даны в режиме реального времени и могут не являться точными. Все цены на акции, индексы, фьючерсы и криптовалюты носят ориентировочный характер и на них нельзя полагаться при торговле. Таким образом, Fusion Media не несет никакой ответственности за любые убытки, которые вы можете понести в результате использования этих данных. Fusion Media может получать компенсацию от рекламодателей, упоминаемых на страницах издания, основываясь на вашем взаимодействии с рекламой или рекламодателями.
Версия этого документа на английском языке является определяющей и имеет преимущественную силу в том случае, если возникают разночтения между версиями на английском и русском языках.

Казахстан нашел инвестора для строительства 4го НПЗ, переработка нефти в республике увеличится на 1,1 млн т, газопровод Сарыарка прошел ТЭО, его строительство начнется летом.

Министр энергетики Казахстана К. Бозумбаев 26 апреля 2018 г выступил с докладом о деятельности министерства.

Министерство энергетики Казахстана нашло частного инвестора, готового поучаствовать в строительстве 4го нефтеперерабатывающего завода на территории республики.

По поручению Н. Назарбаева была создана группа, которая разрабатывает проект ТЭО (технико-экономическое обоснование).

В рамках этого ТЭО будет определены во 2м полугодии месторасположение и параметры завода.

Предварительно сейчас ведутся переговоры с частными компаниями, и есть инвесторы готовые поучаствовать в строительстве НПЗ.

Рассматриваются вопросы финансирования.

Напомним, в феврале 2018 г на расширенном заседании правительства Н. Назарбаев поручил министру энергетики К. Бозумбаеву ускорить решение по 4му НПЗ.

К. Бозумбаев также сообщил, что объем переработки нефти в 2018 г увеличится на 1,1 млн т и составит 16 млн т.

Рост связан в т.ч с тем, что в 2018 г будет завершена модернизация Шымкентского НПЗ.

За 1й квартал объем производства основных видов нефтепродуктов 3мя НПЗ составил 2,8 млн т, что на 5% выше к аналогичному периоду 2017 г.

Он также отметил, что рынок нефтепродуктов в Казахстане качественно меняется.

С начала 2018 г вступил в действие техрегламент Таможенного союза, регулирующий качество нефтепродуктов и запрещающий выпуск продуктов не соответствующих стандартам К-4 и К-5

К. Бозумбаев подчеркнул, что обеспеченность внутреннего рынка Казахстана нефтепродуктами находится на высоком уровне.

В 1м квартале 2018 г обеспеченность внутреннего рынка Казахстана бензином всех марок достигла 81%, дизельным топливом порядка 90%, авиакеросином – 58,3%, мазутом – 100%

На сегодняшний день по проекту строительства магистрального газопровода (МГП) Сарыарка завершено ТЭО, получено положительное заключение госэкспертизы.

Приступить к строительству Сарыарки планируется уже в июле 2018 г.

По его словам, все работы 1го этапа МГП Сарыарка будут завершены до декабря 2019 г.

Стоимость 1го этапа Кызылорда – Жезказган – Караганда – Темиртау – Астана составляет 267,3 млрд тенге, протяженность газопровода – 1081 км, диаметр трубы – 820 мм.

Как отметил К. Бозумбаев в будущем цифры могут измениться, по причине сокращения маршрута МГП.

В связи с этим возможно незначительное удешевление проекта.

По данным Минэнерго Казахстана, на сегодня уровень газификации страны составляет 47,38%.

По республике газифицировано 1320 населенных пунктов.

Ежегодно из бюджета выделяется порядка 13 млрд тенге на газификацию регионов.

С учетом проводимой газификации, внутреннее потребление природного газа выросло на 53% – с 9 млрд м3 в 2010 г до 13,8 млрд м3 в 2017 году.

Помимо этого К. Бозумбаев рассказал ,что реализация 2х газохимических проектов в Атырауской области привлечет 9 млрд долл США инвестиций.

Будет создано до 10 тыс рабочих мест на этапе строительства и 1 тыс при эксплуатации, выпуск продукции высоких переделов будет увеличен с нынешних 23 млрд тенге до 395 млрд тенге к 2025 г.

Запуск комплекса запланирован на 2021 г.

В Минэнерго Казахстана отметили, что в ближайшей перспективе нефтегазохимия будет являться 1м из движущих факторов по переориентации экономики Казахстана от сырьевой направленности к выпуску продукции с высокой добавленной стоимостью, и ведомство будет системно заниматься развитием данного направления.

Стоит отметить, что это общемировой тренд.

Так, привлечении инвестиций в нефтехимическую отрасль Ирана является приоритетом для министерства нефти в новой Солнечной Хиджре.

Иран всеми силами стремится развивать свою нефтехимию, однако, как признал министр нефти Б. Зангане, Исламской республике не хватает для этого зарубежных инвестиций и технологий.

Ежегодный нефтехимический доход Ирана в среднем составляет 20 млрд долл США и является 2м после нефтегазового.

17 апреля 2018 г СИБУР сообщил, что строительные работы крупнейшего нефтехимического комплекса в России ЗапСибНефтехима выполнены на 76,8%.

К 12 апреля 2018 г СИБУР уже сформировал штат сотрудников ЗапСибНефтехима.

Строительство четвертого нефтеперерабатывающего завода на территории Казахстана может обойтись в $2 млрд, сообщил президент Нурсултан Назарбаев.

«Я всегда говорил, что нам нужен четвертый нефтеперерабатывающий завод. Сейчас мы провели реконструкцию, и нам хватает, но через 3-4 года будет вновь не хватать горюче-смазочных материалов, поэтому нам нужен еще один нефтеперерабатывающий завод. Мы договорились, что на 50% войдут туда они (китайские инвесторы – прим.), 50% – мы. Он стоит около 2 млрд американских долларов. Кто вложит в Казахстан такие инвестиции?», – сказал президент.

В начале этого года глава Минэнерго Канат Бозумбаев сообщал, что четвертый НПЗ должен быть построен в республике к 2022 году.

«Четвертый нефтеперерабатывающий завод Казахстану нужен, это мое мнение. Мы сейчас поднимаем данный вопрос. Ведь строительство завода – это дело не одного года. Спрос на горюче-смазочные материалы растет. По нашим прогнозам, примерно к 2022 году возникнет необходимость в увеличении импорта нефтепродуктов. К этому времени четвертый завод уже должен быть построен. Мощности трех существующих заводов для удовлетворения растущего спроса на нефтепродукты недостаточно», – заявлял Бозумбаев.

В Казахстане с населением свыше 18 млн человек действуют три НПЗ – Атырауский, Павлодарский и Шымкентский. Шымкентский НПЗ построен в 1985 году, “КазМунайГаз” и CNPC владеют по 50% долей акций завода. Атырауский и Павлодарский заводы построены в 1945 и 1978 годах соответственно, контролируются “КазМунайГазом”.

Углеводороды | мини нпз вулкан

мини нпз вулкан

Установки от экстрасенса 700х170

To view this video please enable JavaScript, and consider upgrading to a web browser that supports HTML5 video

Сербские журналисты сняли репортаж об Омском нефтезаводе. Корреспондентам показали самые современные установки, многие из них реконструировали в рамках второго этапа тотальной модернизации. Масштабный и высокотехнологичный – таким Омский НПЗ назвали иностранные репортёры и поинтересовались, как сотрудникам удаётся контролировать все технологические процессы.

Экскурсия по Омскому НПЗ только начинается, а у сербских журналистов уже десятки вопросов. На нефтеперерабатывающих предприятиях они бывали не раз, но такого высокотехнологичного, говорят, ещё не видели. Репортеров интересует всё: от замысловатых формул на гигантских экранах до организации производственных процессов на установках.

О последних журналистам рассказывает генеральный директор ОНПЗ Олег Белявский. Сейчас на заводе проходит второй этап крупномасштабной модернизации – строятся новые современные объекты, которые не только сделают предприятие технологическим лидером отрасли, но и улучшат городскую экологию. К слову, подобная трансформация установок проходит и на НПЗ Панчево в Сербии.

То, что делается в НИСе, и то, что делается в компании “Газпром нефть” на ОНПЗ, на мой взгляд, роднит именно подход, который позволяет выпускать больше продукции европейского экологического класса и максимально извлекать прибыль из тонны перерабатываемой нефти. Это показывает пример строительства коксовой и гидрокрекинга на Омском НПЗ. Это показало строительство гидрокрекинга в Панчево, – отметил генеральный директор Омского НПЗ Олег Белявский.

Не только высокотехнологичность – масштаб Омского НПЗ тоже поразил сербских журналистов. Сегодня предприятие – это промышленная площадка в 1350 гектаров. Общая протяженность труб – почти 2,5 тысячи км. Это чуть меньше, чем расстояние между Омском и Москвой. Завод – крупнейший в стране по производству топлива для самолётов. Установки высотой в несколько десятков метров едва вмещались в объективы телекамер.

И масштабы, и монументальность, и технологии, которые я первый раз вижу, – всё поражает. А, конечно, на первом месте – это забота об экологии. Действительно, зашкаливают впечатления, потому что мне это представляется настолько импозантным, что даже описать трудно, – поделилась корреспондент новостного агентства “Спутник” (Сербия) Маша Радович.
По лабиринту массивных труб и установок сербские журналисты гуляли несколько часов. Но, говорят, совсем не устали. И шутят: впечатлений от современного ОНПЗ, который впору окрестить заводом будущего хватит не на один, а на несколько репортажей.

Мини НПЗ “Вулкан” – 100 способна переработать 100 м3 нефти, газоконденсата до 150 м3 в суточном режиме. Может эксплуатироваться как в стационарном так и в мобильном варианте. Общее описание: мини НПЗ “Вулкан” – 100 представляет собой двухмодульное компактное оборудование способное в одно-цикличном режиме получать бензиновую фракцию совершенно бесцветную до А-70 поддающейся любым добавкам например супероктан ,ксилидин и др. с получением бензина до А 95, дизельное топливо вплоть до северного варианта, жидкий мазут или котельное (печное топливо). Комплектация оборудования включает в себя двухмодульную конструкцию состоящей из печи « Голландка» работающую на собственном сырье с применением горелки импортного производства на полной автоматике, нагревательную емкость (котел) расширительный бак, две ректификационные атмосферные колонны тарельчато – колпачкового типа, холодильника легких фракций, двух накопителей готовой продукции, теплообменного аппарата для горячего мазута, вытяжной трубы с креплениями, емкости для горелки, блока насосов для ГСМ, общего пульта управления горелками, насосами и вспомогательного оборудования. Вся конструкция мини НПЗ размещена на трех независимых пространственных рамах, что удобно для компактного его размещения как на ограниченной территории так и вплоть до использования на автомобильных полуприцепах непосредственно у скважин. Основные технические данные:
– ширина двух модулей – 4 метра;
– длина без выхлопной трубы – 7 метров;
– высота – 7 ,5 метров;
– общий вес – 25 тонн;
– суммарная электрическая мощность – 14 квт , рабочая 5 квт.;
– оборот воды для охлаждения – 25 м 3 в час;
– потребление топлива на горелку – 80 л\час;
– обслуживание – 2 оператора.

Данная информация была опубликована на сайте www.newbiz.com.ua – Готовый бизнес, Инвестиции, Франчайзинг. Администрация www.newbiz.com.ua

Готовый бизнес, покупка и продажа бизнеса, инвестиции, инвесторы, объявления о деловом сотрудничестве, партнерствеинвестиционные предложения, источники финансирования, предложения по франчайзингу, полезные статьи на тему франчайзинга, готового бизнеса и инвестирования

Продаеются два новых мини НПЗ « ВУЛКАН – 70» и « ВУЛКАН —100» ( разработка специалистов Бакинского Нефтехиммаша ) Фракционирующая установка предназначена для отделения от газоконденсата ,нефти или их смеси фракции легких углеводородов с концом кипения 120 *– 360 * С, которые используются в качестве компонента автомобильного бензина ,котельного ,дизельного топлива, способна переработать до 100 тонн товарной нефти , газоконденсата до150 тонн или их смеси до 120 тонн в суточном режиме . Общее описание : Мини НПЗ « ВУЛКАН» представляет собой двухмодульное компактное оборудование способное в двуцикличном – режиме непрерывного действия получать бензиновую фракцию, совершенно бесцветную от А—60 ,поддающейся компаундированию с использованием разрешенных к применению присадок ,например « СУПЕРОКТАН» , « КСИЛИДИН» , возможностью получения бензина до А 95,дизельное топливо,( по ГОСТУ) вплоть до северного варианта, топочный мазут или котельное ( печное топливо ). Комплектация оборудован

Какие преимущества предоставляет статус VIP ? Объявления статуса VIP не только публикуются вверху объявлений своей категории, и в нижних футерах сайта ДОСКИ ОБЪЯВЛЕНИЙ , но и постоянно печатаются в печатном издании газеты ИЗ РУК ИНФО распространяемой по городам РФ, а также объявления статуса VIP содержат ссылки на сайты наших партнёров, что в немалой степени способствует повышению рейтинга сайтов партнёров в поисковых системах.

Также вы можете оплатить статус VIP для этого объявления при помощи системы электронных платежей WebMoney ( стоимость без НДС 150 рублей, а для объявления коммерческого характера 300 рублей ) . Для перехода к оплате нажмите кнопку

Что такое эмуляторы? Это бесплатные слоты, на которых игра остается интересной, но без риска для депозита геймера. Хотя намного заманчивее сыграть на реальную валюту. Для начала желательно пройти обычную регистрацию. Как можно сократить расходы на ставки? Используя бонусы, что начисляются после верификации посетителя. Игровые автоматы Вулкан снабжают энергией. После первого знакомства оторваться от аппаратов и вернуться в реальный мир будет весьма сложно.

Узнать какая сума Джек Пота на портале сегодня просто. Ведь клуб Вулкан http://casino-vulcan-online.org/sloty-na-dengi/ дарит геймерам возможность играть на отличных игровых автоматах онлайн. А информацию по поводу суммы Джек Потав легко узнать в правом углу. Также здесь можно увидеть перечень автоматов, что на данный момент обогатили посетителя. В некотором роде это может послужить, как подсказка. Клиенту кажется, что первый вывод денег осуществляется слишком долго (1-2 дня)? Долгий процесс – залог безопасности. Каждая транзакция придирчиво поддается анализу со стороны работников вручную. Ведь нужно убедиться, что процесс вывода денег нужен зарегистрированному пользователю, а не каком – то хакеру. Все последующие операции на будут занимать продолжительное время.

А на что потратите свои деньги вы? Сделаете бездумное, но такое желанное приобретение? Или отправитесь за покупками в магазины, которые раньше не могли позволить. А может устроите незабываемый уикенд для своих близких? Решать конечно вам. Но есть советы, к которым все же стоит прислушаться:

  • Игра не допускает спешки.
  • Не получается настроится на процесс: смените автомат.
  • Старайтесь на форумах спрашивать советы у более удачливых игроков.
  • Не обязательно идти на удвоения выигрыша, если вы не уверены в своих возможностях.
  • Старайтесь на время игры отказаться от алкогольных напитков.

Игровые автоматы Вулкан веселые и прибыльные. Их особенность – это доступность с любой точки планеты. Машинам не страшны вмешательства конкурентов, блокирования сайта провайдером. После грамотного подхода аппарат оживет в ваших руках, а богатства упадут к вашим ногам.

П.С: Доверяйте себе и жизнь будет в шоколаде.

Углеводороды | переработка нефтешлама путем центробежной сепарации

переработка нефтешлама путем центробежной сепарации

Установки от экстрасенса 700х170

продукты от продувки пылеуловителей, масляных сепараторов и разделителей, отличающиеся достаточно однородным составом и высоким содержанием углеводородов, а также отработанные компрессорные и индустриальные масла.

Для сжигания нефтешламов широко применяются печи различных типов и конструкций: камерные, барботажные, многоподовые, вращающиеся и печи с кипящим слоем. Термический метод позволяет совместно с нефтешламами сжигать загрязненные фильтры, промасленную ветошь, твердые бытовые отходы. Образующиеся при этом вторичные отходы относятся к 4 классу опасности и подлежат вывозу на полигоны захоронения. Объем вторичных отходов по сравнению с первоначальным уменьшается до 10 раз.

Одним из перспективных направлений термического обезвреживания твердых нефтесодержащих отходов является использование принципа “кипящего слоя”. В печах “кипящего слоя” изменение кинетической энергии транспортирующего газового потока происходит в результате преодоления сопротивления газораспределительной решетки и слоя материала (песок), который переходит из спокойного состояния в состояние “кипения”. На печах с “кипящим” слоем легче решаются вопросы контроля загрязнения окружающей среды от вредных веществ, имеющихся в нефтесодержащих отходах.

Рисунок 1.1 – Схема реактора с псевдоожиженным слоем: 1 – воздух для псевдоожижения; 2 – твердый продукт; 3 – слой инертного носителя (песок) в твердой фазе; 4 – граница псевдоожиженного слоя; 5 – корпус; 6 – унос золы; 7 – поток загружаемых отходов; 8 – загрузка отходов; 9 – отходящие газы; 10 – сепаратор; 11 – возврат пыли; 12 – решетка.

Наибольшее распространение при утилизации нефтесодержащих отходов имеют установки для термической обработки с вращающейся барабанной печью. Такие печи требуют высокого качества сборки и монтажа футеровки. При этом не допускаются частые пуск и остановка печи, колебания температурного режима. Они требуют высоких капитальных и эксплуатационных затрат. Возможен выход из строя печи в результате резкой смены температуры при внезапной ее остановке. Принимаемые меры по устранению выявленных конструктивных недостатков вращающихся печей не решают задачу устойчивой, достаточно долговременной и безаварийной их работы. Исследования ВНИИнефтехима показали, что нефтяной шлам перед подачей во вращающуюся барабанную печь на термическое обезвреживание может быть глубоко обезвожен с утилизацией более 90% нефтепродуктов. При оборудовании узлов обезвоживания (гидроциклон, центрифуги) можно увеличить производительность установки в 9 раз.

Рисунок 1.2 – Вращающаяся барабанная печь для обезвреживания насыщенных влагой отходов: 1 – барабан; 2 – камера термической обработки; 3 – камера дожигания; 4, 5 – устройства для загрузки отходов.

Основными преимуществами способа сжигания нефтесодержащих отходов в печах различного типа и конструкций являются:

– значительное уменьшение количества отходов;

– объем образующейся золы в 10 раз меньше исходного продукта;

– при использовании в качестве наполнителя до 10% глины возможно получение вместо золы пористого гранулированного строительного материала – керамзита;

В качестве отрицательных факторов использования данного способа являются высокие энергозатраты на дополнительное топливо (газ, нефть); требуется больше капиталовложений в сооружения по очистке и нейтрализации дымовых газов.

Еще одним технологическим приемом термической переработки нефтешламов является процесс пиролиза, осуществляемый при 500-550 ˚C, в котором получаются горючие газы и твердый остаток. Данный процесс рекомендуется для переработки твердых нефтешламов, обладающих невысокой влажностью (не более 1-3%). Он наиболее приемлем в экономическом отношении, так как позволяет органическую часть отходов не превращать в токсичные продукты сгорания, а использовать как дополнительное топливо для сжигания отходов. Однако, данный способ требует высоких материальных и энергетических затрат.

Рисунок – 1.3 Схема реактора для сухого пиролиза твердых отходов:

1 – кирпичная шахта; 2 – металлическая реторта; 3 – газовые горелки; 4 – узел гашения и удаления твердого остатка.

Одна из разновидностей термического метода – сушка в сушилках различных конструкций. Положительными аспектами данного способа являются сохранение ценных компонентов; уменьшение объема в 2-3 раза; возможность комбинирования с другими природоохранными процессами. К отрицательным моментам можно отнести большие расходы топлива .

Рисунок – 1.4 Барабанная сушилка: 1 – горелка; 2 – топка; 3 – загрузочный желоб; 4 – уплотнение на входе; 5 – бандажи; 6 – зубчатый венец; 7 – уплотнение на выходе; 8 – разгрузочное отверстие; 9 – электродвигатель .

Эта сушилка имеет цилиндрический барабан, установленный с небольшим наклоном (1/15 – 1/50) и опирающийся с помощью бандажей на ролики. В отечественной практике используют сушилки диаметром 1 – 3,5 м и длиной 4 – 27 м. Барабан через зубчатый венец приводится во вращение, причем число оборотов барабана обычно не превышает 5 – 8 мин -1 . Материал подается в барабан через загрузочный желоб. В этой сушилке газы, образующиеся при работе горелки, и высушиваемый осадок движутся прямотоком, что позволяет избежать перегрева материала. Высушенный осадок удаляется из аппарата через разгрузочное отверстие в виде сыпучего полидисперсного материала. Влажность осадков после обработки в барабанных сушилках составляет 30 – 40%.

Физический метод утилизации характеризуется низкой эффективностью и образованием неутилизируемых остатков. Данный метод можно разделить на следующие разновидности:

Гравитационное остаивание. Достоинства – не требует больших капитальных и эксплуатационных затрат; может быть составной частью комбинированного метода. Недостатки – низкая эффективность разделения и длительность процесса; область применения ограничена; большой объем образуемых остатков.

Разделение в центробежном поле. В последние годы в Ярославле и Новокуйбышевске действуют установки фирмы “ALFA-LAVAL” (Швеция) по переработки нефтешламов, на которых путем центрифугирования шлам разделяется на три фазы: углеводородную, водную и механические примеси.

Первая зарубежная установка по переработке нефтешлама методом сепарации фирмы “Альфа-Лаваль” (Голландия) производительностью 15 м 3 /ч перерабатываемого нефтешлама была смонтирована и пущена в 1987г. на ПО “Ярославнефтеоргсинтез”. Установка работает стабильно. На сегодняшний день переработано 68500 м 3 нефтешлама и получено 14000 м 3 нефтепродукта, при этом среднемесячная производительность составляет 10000 м 3 .

В течение 1986-1993 годов установка фирмы “Альфа-Лаваль” были закуплены многими нефтеперерабатывающими и нефтедобывающими предприятиями.

Выделенные углеводороды направляют на вторичную переработку, воду – на очистку, механические же примеси, обогащенные углеводородами и содержащие воду, представляют собой новый отход, количество которого значительно меньше по сравнению с количеством первичного нефтешлама, но все еще велико.

Экологической программой ОАО “Татнефть” предусмотрена ликвидация всех шламовых амбаров, накопившихся за более чем полувековую историю добычи нефти в регионе. Первая установка по утилизации нефтесодержащих отходов, работающая по принципу разделения в центробежном поле, была разработана и введена в эксплуатацию в 1989 г. Нефтешламы в смеси с подогретой свежей нефтью подаются на трехфазные декандры, на которых за счет центробежной силы происходит разделение на три фазы: нефть, воду и механические примеси. Ввод в эксплуатацию второй установки позволил выполнять работы по утилизации во всем нефтедобывающем регионе.

Достоинства – возможность уменьшения количества отходов и повторное использование части отделившейся воды, нефти (нефтепродуктов); может быть составной частью комбинированного физико-химического метода. Недостатки – требуется специальное оборудование (гидроциклоны, сепараторы, центрифуги); проблему до конца не решает из-за неполноты отделения нефтепродуктов от образуемых осадков и сточных вод; область применения ограничена.

Достоинства – сравнительно низкие затраты; высокая степень надежности метода; может быть составной частью комбинированного физико-химического метода; более высокое качество целевых продуктов; менее требователен к качеству сырья. Недостатки – необходимость смены и регенерации фильтрующих материалов; введение специальных структурообразующих наполнителей; проблему экологии до конца не решает из-за больших объемов образуемых остатков.

Рисунок 1.6 – Схема установки экстракции периодического действия

ЭПД-3 – качающийся экстрактор периодического действия; Т – термопара.

Экстрактор периодического действия ЭПД-3, изображенный на рис.1.6, представляет собой пустотелый аппарат, обогреваемый паром. Снабжен люком для загрузки сырья и растворителя, манометром и вентилем для выгрузки получаемых продуктов. В качестве растворителя использовался прямогонный бензин (НК 28 – 30 °С, КК 62 – 70 °С).

Экстракция. Недостатки – требуется специальное оборудование, растворители; необходимость регенерации экстрагента; неполнота извлечения нефтепродуктов из отходов .

Сущность физико-химического метода заключается в применении специально подобранных поверхностно-активных веществ (деэмульгаторов, диспергаторов, смачивателей и т.д.), вспомогательных веществ, влияющих на изменение состояния (размер частиц) и коллоидно – дисперсной структуры взвешенных частиц в нефтяной и водной фазах. Достоинства – возможность интенсификации процесса при сравнительно небольших добавках вводимых веществ, хорошо сочетается с физическим и биологическим методами. Недостаток – высокая стоимость реагентов; требует применения специального дозирующего оборудования; перемешивающих устройств; может служить лишь частью другого метода.

Для разделения нефтесодержащих шламов применяют флокулянты – водорастворимые полимерные электролиты, вводимые перед центрифугированием или обработкой на фильтр-прессах. Эти реагенты вызывают десорбцию влаги с поверхности твердых частиц, усиливают коагуляционное взаимодействие между ними, способствуют быстрому и эффективному обезвоживанию шламов. Особенно эффективно их применение для очистки коммунальных стоков. Однако некоторые из флокулянтов практически не влияют на стабильность эмульсии нефти в воде. Положительный эффект зафиксирован при использовании флокулянтов одновременно с деэмульгаторами, традиционно используемыми в системах разделения водонефтяных эмульсий на стадиях добычи и транспорта нефти. Эффективность деэмульгаторов зависит от качественного и количественного состава природных стабилизаторов, технологических условий их применения: доз, места ввода, концентрации рабочего раствора, температуры, интенсивности перемешивания. Правильный выбор деэмульгаторов обеспечивает наиболее полное отделение нефти от воды с механическими примесями и солями. Сложный механизм стабилизации эмульсионных систем обусловливает применение не индивидуальных веществ, а деэмульгирующих композиций.

Как в отечественной, так и в зарубежной практике накоплен большой опыт физико-химической обработки нефтесодержащих отходов, на основе которого налажено производство необходимых установок. Одной из таких установок является установка по переработке нефтешламов фирмы “KHD HUMBOLDT VEDAG AG” (ФРГ). Особенность технологической схемы установки производительностью 15 м 3 /ч заключается в двухступенчатой сепарации водной фазы после декантора и дозировки деэмульгаторов в узле обезвоживания и извлечения нефти. На первой ступени сепарации получается водная фаза требуемой чистоты (0,5% нефтяной фазы). Если количество исходного нефтешлама не позволяет этого, предусмотрена возможность применения деэмульгаторов на первой ступени. Нефтяная фаза, поступающая с первой ступени сепарации воды, разделяется во второй с помощью деэмульгатора на фазы: нефтяную и шламовый осадок. Предварительная подготовка шлама, проводимая на узле извлечения и подачи, осуществляется путем перемешивания и нагрева шлама (с целью понижения его вязкости) для свободной воды и грубых мехпримесей в отстойнике. Для откачки нефтешламов из шламохранилищ в зависимости от их доступности и удаленности предлагаются двухцилиндровые поршневые насосы или эксцентриковые шнековые насосы. Установка размещается в двух сорокафутовых контейнерах, которые транспортируются на трейлере. Недостатком установки является отсутствие заборного устройства, позволяющего готовить сырье стабильного состава, что сказывалось на качестве конечных продуктов.

Компанией Альфа-Лаваль была предлложена технология переработки нефтешлама, основанная на методе центробежного сепарирования. Характерной особенностью нефтешламов является их высокая вязкость, а также наличие в них нефти и воды, образующих эмульсионный состав, стабилизируемый мельчайшими примесями, которые достаточно трудно отделить. Таким образом, нефтешламы являются сырьем трудно поддающимся переработке. Центробежное сепарирование представляет собой ускоренную форму гравитационного сепарирования, в основе которого лежит принцип замены естественной гравитационной силы другой силой, превышающей ее в тысячи раз. Результатом этого является значительное повышение скорости оседания частиц в жидкости. Даже мельчайшие частицы, не оседающие под воздействием гравитации, при их движении в потоке мгновенно оседают в поле центробежных сил. Тот же метод применяется для сепарирования нефти от воды, когда даже плотно связанные эмульсии расщепляются под воздействием высоких гравитационных сил. Сепарирование нефтешлама обычно осуществляется в две стадии. На первой стадии основная масса твердых частиц отделяется в деканторной центрифуге. Этот декантер производит довольно сухой остаток, содержащий минимум чистой нефти. Вытекающий поток, состоящий из нефти и воды (и минимального количества примесей), поступает на вторую стадию разделения. Здесь трехфазная тарельчатая центрифуга разделяет смесь на очень чистую фазу нефти, фазу чистой воды и небольшое количество твердых частиц. Если требуется фаза очень чистой воды, необходимо применение третьей сепаративной ступени. В зависимости от состава нефтешлама в технологическую схему может быть включен также блок химической обработки.

В целом процесс переработки нефтешлама состоит из следующих технологических блоков:

– заборная система для забора сырья из нефтешламового бассейна или резервуара для хранения;

– подготовительный блок для нагревания и фильтрования сырья и последующее перекачивание насосом в питательный резервуар;

– сепарирующая установка, перерабатывающая нефтешлам из питательного резервуара;

Производительность установок от 5 м 3 /ч и выше.

Двухфазная деканторная центрифуга применяется на первой стадии сепарации процесса переработки нефтешлама по технологии Альфа-Лаваль.

Деканторная центрифуга предназначена для сепарирования большого количества примесей из потока нефтешлама. Применяется двухфазная версия (жидкость-примеси) декантера. Данный тип машины является менее чувствительным к колебаниям в составе исходного сырья по сравнению с трех фазным декантором (жидкость-жидкость-примеси).

Двухфазный декантор, кроме того, выдает более сухой остаток, что означает меньшие потери нефти. Деканторная центрифуга представляет собой цилиндрический/конический барабан с достаточно большим соотношением длины к диаметру.

Характерной особенностью является наличие винтового конвейера, помещенного внутри барабана для непрерывного удаления отсепарированных примесей. Нефтешлам подается в цилиндрическую секцию, где он формирует слой – отстойник – вокруг стенки.

Примеси, будучи тяжелее жидкости, собираются на стенке барабана, с которой они непрерывно удаляются при помощи винтового конвейера и подаются вверх, в коническую секцию – сборник – и наружу через разгрузочные выходы и узкий конец.

Результат сепарирования – выделение примесей, высушивание примесей и очищение жидкости – оптимизируется для последующей обработки в трехфазной тарельчатой центрифуге – трехфазная тарельчатая центрифуга. Примеси через равные интервалы времени выбрасываются посредством центробежных сил из сепарирующего участка барабана. Установка работает с такой скоростью, что нефть не может выбрасываться вместе с примесями.

В зависимости от состава сырья, машины удаляют мельчайшие частицы, величиной 1 мкм и всю воду из нефти. Основными узлами тарельчатой центрифуги являются насосы с напорным диском и сепарирующий барабан с набором тарелок. Переработанная нефть может быть использована как топливо или как основное сырье для нефтеочистительных предприятий.

Пример эффективности переработки нефтешлама с использованием центрифуг Альфа-Лаваль приведен в табл. 11.4.

Таблица 11.4 – Эффективность использования центрифуг Альфа-Лаваль

Джураев К. А., Аминова А. С., Гайбуллаев С. А. Основные методы обезвреживания и утилизации нефтеотходов // Молодой ученый. — 2014. — №10. — С. 136-137. — URL https://moluch.ru/archive/69/11942/ (дата обращения: 14.10.2018).

Основными источниками загрязнений нефтью и нефтепродуктами являются добывающие предприятия, системы перекачки и транспортировки, нефтяные терминалы и нефтебазы, хранилища нефтепродуктов, железнодорожный транспорт, речные и морские нефтеналивные танкеры, автозаправочные комплексы и станции. Объемы отходов нефтепродуктов и нефтезагрязнений, скопившиеся на отдельных объектах, составляют десятки и сотни тысяч кубометров. Значительное число хранилищ нефтешламов и отходов, построенных с начала 50-х годов, превратились из средства предотвращения нефтезагрязнений в постоянно действующий источник таких загрязнений

По происхождению нефтешламы подразделяются на группы, различающиеся по физико-химическим свойствам (таблица 1.1):

– сбросы при зачистке нефтяных резервуаров;

– аварийные разливы при добыче и транспортировке нефти;

Физико-химические свойства и состав нефтешламов

Массовая доля фракций, выкипающих до температуры:

Нефтешлам из-за значительного содержания в нем нефтепродуктов можно отнести к вторичным материальным ресурсам. Использование его в качестве сырья является одним из рациональных способов его утилизации, так как при этом достигается определенный экологический и экономический эффект. Одна из областей применения нефтешлама — дорожное строительство, где он используется как добавка к связующим, повышающая качество асфальтобетонной смеси за счет повышения прочности, снижения водопоглощения и уменьшения стоимости дорожного покрытия. Другой областью по объему использования нефтешлама в качестве сырья является изготовление строительных материалов. Так, предлагается применять нефтешлам для производства гидроизоляционного материала. Также нефтешлам можно использовать в качестве компонента котельного топлива и товарной нефти.

Выбор метода переработки и обезвреживания нефтяных шламов, в основном, зависит от количества содержащихся в шламе нефтепродуктов. В качестве основных методов обезвреживания и утилизации нефтеотходов практически используются:

химические методы обезвреживания (затвердение путем диспергирования с гидрофобными реагентами на основе негашеной извести или других материалов);

методы биологической переработки (биоразложение путем внесения нефтесодержащих отходов в пахотный слой земли; биоразложение с применением специальных штаммов бактерий, биогенных добавок и подачи воздуха);

термические методы переработки (сжигание в открытых амбарах; сжигание в печах различного типа и конструкций; обезвоживание или сушка нефтяных шламов с возвратом нефтепродуктов в производство, а сточных вод в оборотную циркуляцию и последующим захоронением твердых остатков; пиролиз; газификация);

физические методы переработки (гравитационное отстаивание; разделение в центробежном поле; фильтрование; экстракция);

физико-химические методы переработки (разделение нефтяного шлама с применением специально подобранных ПАВ, деэмульгаторов, смачивателей, растворители и др. на составляющие фазы с последующим использованием).

Среди существующих методов разделения нефтешламов с целью утилизации (центрифугирование, экстракция, гравитационное уплотнение, вакуум-фильтрация, фильтрпрессование, замораживание и др.) — наиболее перспективным является центрифугирование с использованием флокулянтов. Центрифугированием можно достичь эффекта извлечения нефтепродуктов на 85 %, механических примесей — на 95 %. При реагентной обработке нефтешламов изменяются их свойства: повышается водоотдача, облегчается выделение нефтепродуктов.

1. Баширов В. В. и др. Техника и технология поэтапного удаления и переработки амбарных шламов. — М.: Высш. шк., 1992–120с. -1–16–7687800–6.

2. Баширов В. В., Бриль Д. М., Фердман В. М., Тухбатуллин Р. Г., Харланов Г. П. Способы переработки нефтешламов // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. — 1994

3. Дытнерский Ю. И. Процессы и аппараты химической технологии част. — Москва: Изд-во «Химия», 1995.

Дмитрий Громаковский
Доктор технических наук, профессор Самарского государственного технического университета

Евгений Крышень
Начальник отдела новой техники АО «Авиаагрегат», руководитель секции «Организация НИР» Минпром и технологий Самарской области

Сергей Шигин
Ведущий инженер Самарского государственного технического университета

Проблема переработки и утилизации нефтяных шламов является одной из наиболее сложных и нерешенных в нефтедобывающей практике. В настоящее время применяется несколько методов утилизации шламов, использующих различные технологии. Им на смену приходит новый метод низкотемпературного пиролиза. На его основе предлагается более производительный и простой способ переработки нефтяных шламов, основанный на использовании низкочастотной кавитации.

В регионах, связанных с добычей и переработкой нефти, накоплены огромные запасы нефтешламов. Многие предприятия осуществляют консервацию нефтешламов. Специально предназначенные для этого контейнеры помещают под землю или на дно водоемов. Однако с течением времени происходит разгерметизация данных контейнеров вследствие их коррозии и природного износа и их содержимое попадает в окружающую природную среду, оказывая на нее негативное воздействие. Иногда нефтешламы выбрасываются бессистемно, что способствует их проникновению в почву и грунтовые воды, которые в результате становятся непригодными для дальнейшего использования.

Для переработки нефтешламов в настоящее время в промышленности проводится разработка очистного оборудования. При помощи центрифуг, сепараторов и декантеров, имеющих ускорение до нескольких тысяч G, реализуется отделение воды и механических примесей от переработанных нефтепродуктов, после которого углеводородную фазу можно вернуть для дальнейшего использования. При этом вода может быть очищена и возвращена в водоемы или в землю.

Наиболее часто для утилизации шламов используют термические, химические (адсорбирование нефтесодержащих отходов гидрофобными реагентами), биологические (применение углеводородокисляющих бактерий), физические (отстаивание, центрофугирование, экстракция, прессование) и физико-химические методы (введение в шлам активных реагентов для отделения нефтепродуктов и жидких топлив, разделения фаз и разрушения водонефтяных эмульсий) [1–5] и др.

Указанные методы, например, успешно использованы в установках фирм «ALFA-LAVAL», «Гумбольдт-Ведаг» (Германия), MTV-530 (США), «FLOTTWEG», «Andritz-CPF» (Австрия), ЗАО «Экотехнология» (Россия) и др.

Устройства и технология переработки шламов могут быть проиллюстрированы на следующих примерах.

Российская установка ООО «Эко-Пресс» для переработки застарелых шламов из шламонакопителей использует метод фильтрации. Переработке подлежат застарелые нефтешламы, которые представляют собой нефтяную эмульсию обратного типа, состоящую из подвижного слоя нефтесодержащего продукта: свободной эмульсионной воды и механических примесей в виде рыхлого осадка.

При ликвидации аварий перерабатывают жидкий нефтешлам с содержанием нефти до – 48%, воды до – 92%, механических примесей – до 1,5%, или замазученный грунт с содержанием нефти 12–36%, воды 14–32%, механических примесей – 32–74% и др. разновидности шлама.

В одном из вариантов установок ООО «Эко-Пресс» реализован процесс переработки шлама после гидродинамической промывки. В этом случае обработка фильтрационной нефти или плавающего нефтешлама предполагает:

  • предварительное обезвоживание нефтешламов;
  • диспергирование в поток нефтешламов широкой фракции легких углеводородов;
  • отстаивание отсепарированной смеси;
  • дополнительный отстой выделенной нефти и вывод ее для переработки на установках УКПН-1,2 ЦПНГ и др.

Фильтрат и плавающий нефтешлам после предварительного обезвоживания компаундируется, отбирается насосом Н-3/1,2,3 и подается в блок диспергирования, который обеспечивает создание маловязкой газонасыщенной системы.

Композиции реагентов предварительно смешивают в статическом смесителе с нефтепродуктами диспергированием через барботажную насадку при перепаде давления 1,2 – 1,3 кг/см2. Обработанное в диспергаторе сырье приобретает устойчивость однородной газонасыщенной системы. Переработка композиции реагентов устанавливается в пределах 200 – 250 г/т нефти (до 4 л/час).

Окончательное расслоение обработанной водонефтяной смеси и ее отстой производят в резервуаре РВС-9 объемом 5000 м3 при температуре 50–55 ºС.

Фильтрационная установка производства «Машиненфабрик Андриц А.Г.» (Австрия) предназначена для переработки нефтяных шламов из прудов отстойников и шламонакопителей, жидких нефтешламов и замазученный смет с территории и т.п. с целью отделения нефти от воды и механических примесей.

Метод переработки в данном случае – гравитационное фильтрование с предварительной обработкой нефтешлама флокулянтами и последующим отжимом на ленточных фильтрпрессах, в результате чего происходит разделение нефтешлама на фильтрат и гидрофобный твердый остаток (кек).

Процесс переработки состоит из следующих основных стадий:

  • загрузка, подогрев и кондиционирование нефтешлама;
  • приготовление и подача реагентов на фильтр-пресс;
  • фильтрация и отжим нефтешлама на фильтр-прессе с последующей промывкой фильтрованных лент водой;
  • сбор и транспортировка фильтрата и промывочных вод;
  • сепарация водонефтяной эмульсии путем отстаивания;
  • транспортировка фильтра и сточной воды;
  • сбор и транспортировка кека в кекохранилище.

Из шламосборника исходное сырье через емкость подогрева подается в башенную мешалку вместе с приготовленным на автоматической станции флокулянтом. Из башенной мешалки сырье поступает на ленточный фильтр-пресс…

Углеводороды | мини нпз ангарск

мини нпз ангарск

Установки от экстрасенса 700х170

«Ангарский нефтеперерабатывающий завод» – предприятие по переработке нефти, принадлежащее ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» (крупнейшая российская компания, специализирующаяся в нефтепереработке), которая в свою очередь входит в организацию «Роснефть» (лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира).

Открытие Ангарский нефтеперерабатывающий завода состоялось в 1955 году.

Руководителем Ангарского НПЗ (данные на апрель, 2012 года) является Сердюк Ф.И.

Сферы производств, в которых функционирует Ангарский нефтеперерабатывающий завод:

• Производство модифицированного битума;
• Производство дизельного топлива для морских двигателей;
• Производство нефтяного кокса.

В состав Ангарского НПЗ входят следующие производственные подразделения:

• Установки изомеризации;
• Установки гидроочистки бензинов;
• Установки гидроочистки дизельного топлива;
• Установки алкирования;
• Битумная установка.

Ангарский НПЗ выпускает более 200 наименований нефтяной продукции, среди которых:

• Бензин;
• Дизельное топливо;
• Топливо для реактивных двигателей;
• Битум;
• Кокс;
• Масла;
• Мазут;
• Бутиловые спирты;
• Амины;
• Серная кислота;
• Метанол;
• Сжиженные газы.

Мощность Ангарского нефтеперерабатывающего завода – 11 миллионов тонн нефти ежегодно.

Потребителями продукции завода являются предприятия России и 14 зарубежных стран.

На сегодняшний день на Ангарском нефтеперерабатывающем заводе:

• Завершена комплексная программа модернизации предприятия;
• Закончено строительство комплекса изомеризации;
• Завершилось строительство установок по производству метилтретбутилового эфира и алкилата;
• Начата разработка базового проекта установки гидроочистки бензина каталитического крекинга методом каталитической дистилляции.

Дополнительные специализации: Промышленная химия, нефтехимия

Статья размещена: 10 Апр 2012
Последнее редактирование: 28 Мар 2017

Ангарский НПЗ нефтеперерабатывающий завод – одно из самых крупных предприятий в Иркутской области и Ангарске. Он был основан в 1955 году и приобретен ОАО «Роснефть» в 2007 году у ЮКОСа. Предприятие является главным поставщиком нефтепродуктов в Сибирь на Дальний Восток. Гигант осуществляет переработку западносибирской нефти, поставляемую по трубопроводу АК «Транснефть». Мощность НПЗ составляет 10 млн. тонн нефти в год. На заводе осуществляется сравнительно большая глубина переработки нефти и выпускается более двухсот видов продукции, которая успешно продается на внутреннем рынке, а также отправляется на экспорт в 14 стран мира. Главное направление деятельности предприятия – переработка нефтепродуктов, производство и сбыт нефтехимической и химической продукции производственно-технического назначения. Это топливо для реактивных двигателей, бензин, масла, серная кислота, авиационное и дизельное топливо на основе нефти, амины, нефтяной кокс , различные марки битума и т.д. В алюминиевой промышленности широко применяется ангарский кокс, обладающий высокими потребительскими качествами. Нефтебитумы востребованы в автодорожных предприятиях и строительных компаниях. Горюче-смазочные материалы Ангарского НПЗ применяются не только в России, но также пользуются спросом в странах СНГ, в Китае, Корее, Монголии и Сингапуре.

На этом нефтеперерабатывающем заводе в 2010 году было произведено более 9-ти млн. тонн продукции, а глубина переработки нефти составляет 75,5%. Проведение мероприятий в этом же году по снижению безвозвратных потерь, позволило их уменьшить с 0,71% до 0,96% по сравнению с 2009 годом.

Ангарская нефтехимическая компания намерена в 2015 году запустить три проекта, повышающие глубину переработки нефти, а также до 2016 года инвестировать 95 млрд. рублей в проект повышения качества продукции. Нефтеперерабатывающий завод планирует поэтапное инвестирование средств в представленную программу. Каждый год НПЗ обеспечивает Ангарский завод полимеров 600-700 тысячами тонн прямогонного бензина, являющегося сырьем для установки пиролиза. С момента покупки предприятия «Роснефть» провела полную реконструкцию его производственных линий, с целью соответствия продукции качественным стандартам Евро-2 и Евро-3. С 2011 года на заводе применяется комплекс изомеризации нефти, что дает возможность получать бензин класса Евро-4.

По тем потребностям, что нам необходимы, мы имели некоторые вопросы к данным сепараторам, ведь их нам нужно было около 5 штук. Все вопросы исчерпались при заявке на расчет (очень удобно сделали). По срокам уложились. Надеемся на тесное сотрудничество.

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

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

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

– нефтегазовые сепараторы со сбросом воды (НГСВ);

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

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

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

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

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

Адрес производства: РФ , г. Пенза, ул. Германа Титова, д. 5

Адрес склада: г. Ангарск, 221-й квартал ул., 4

Пожалуйста включите JavaScript в вашем браузере для полноценной работы сайта.

АО «Ангарская нефтехимическая компания» приобретена «НК «Роснефть» в мае 2007 г . Строительство Комбината-16 началось на основании Постановления Совета народных комиссаров СССР от 14 сентября 1945 года за № СНК №2372-618с. Первые нефтехимические установки процессов парофазного гидрирования запущены в эксплуатацию в 1953 году, первая продукция – метанол и серная кислота – получена в 1954 г. В 1957 году комбинат был перепрофилирован с угольного на нефтяное сырье. По основным показателям нефтепереработки входит в десятку лучших предприятий России. Предприятие является одним из крупнейших НПЗ России и играет важную роль в нефтепродуктообеспечении Сибири и Дальнего Востока.

Мощность составляет 10,2 млн. т обессоленной нефти в год. Компания перерабатывает западносибирскую нефть, поставляемую по системе трубопроводов АК «Транснефть». Вторичные перерабатывающие мощности завода включают установки каталитического риформинга, изомеризации, производства МТБЭ, гидроочистки дизельного топлива, каталитического крекинга, коксования, битумную установку. В состав АНХК входит масляное производство, а также мощности нефтехимического производства – серной кислоты, метанола, бутиловых спиртов, аминов, аммиака.

На заводе выпускается более 200 наименований продукции, в том числе сжиженные газы, бензины, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, ракетное топливо, различные марки битума, кокса и масел, химическая продукция.

Отгрузка производимой продукции осуществляется преимущественно железнодорожным транспортом, а также автомобильным.

АНХК поставляет до 0,6 млн. т прямогонного бензина ежегодно в качестве сырья для установки пиролиза Ангарского завода полимеров, который выпускает широкую номенклатуру нефтехимической продукции и входит в операционную структуру НК «Роснефть».

В 2015 г. завершены строительно-монтажные и пусконаладочные работы на установке производства МТБЭ мощностью 42 тыс. т в год, осуществлён вывод установки на стабильный режим.

Завершен монтаж крупнотоннажного технологического оборудования новой установки гидроочистки дизтоплива. Также завершено строительство всех технологических и административных зданий, ведется монтаж вспомогательных систем: технологических трубопроводов, электротехнического оборудования.

Основные инвестиции в 2017 г. были направлены на реализацию комплексной программы модернизации завода, в т.ч. на проекты строительства установок сернокислотного алкилирования, гидроочистки бензина каталитического крекинга и комплекса гидроочистки дизельного топлива с сопутствующими объектами общезаводского хозяйства, а также на поддержание действующих мощностей и реализацию проектов повышения операционной эффективности.

Углеводороды | оборудование для переработки нефти на нпз

оборудование для переработки нефти на нпз

Установки от экстрасенса 700х170

В последние несколько лет идеи импортозамещения захватили российское бизнес-сообщество, проникнув практически во все сферы экономики.

Нефтегазовая отрасль не стала исключением: в ноябре 2014 г Правительство РФ утвердило план мероприятий по снижению зависимости топливно-энергетического комплекса от импорта товаров и услуг. Данный план подразумевает как снижение доли импортного оборудования, технических устройств и комплектующих для нужд нефтегазового производства, так и услуг иностранных компаний и программного обеспечения зарубежного происхождения. Как реализуется этот план и каковы шансы на то, что его цели будут достигнуты?

Основные предпосылки данного решения сформировались в результате комбинации значительного числа политических и экономических факторов, включая низкие мировые цены на нефть, которые привели к рецессии экономики, девальвации рубля и росту валютных рисков, а также санкционных ограничений в части финансирования инвестиционных проектов и поставок оборудования стратегического значения.

В настоящее время в сфере нефтегазового машиностроения в России действует порядка 250 крупных предприятий. Согласно имеющейся статистике Минпромторга, рост производства продукции нефтегазового машиностроения в натуральном выражении в 2014 г составлял 17%. При этом потребление выпускаемой продукции на российском рынке в 2014 г увеличилось на 9% в сравнении с показателем 2013 г и достигло порядка 450 млрд рублей.

Однако если в рублевом выражении сложившаяся ситуация выглядит оптимистично, то в долларовом уже не так радужно: в 2014 г произошло снижение потребления на 1/3 – с 12,6 млрд долл США в 2013 г до 8 млрд долл США в 2014 г.

Результаты 2015 г подтвердили отрицательную тенденцию развития производства- согласно данным Росстата, в отраслях обрабатывающих производств произошло снижение объема выпускаемой продукции на 5,4%.

В целом, по данным на конец 2015 г, зависимость российской экономики от импорта составляла 88%, запланировано снижение значения более чем в 2 раза- до 40%. При этом машиностроение считается наиболее “защищенной” из основных отраслей, однако и планы по снижению данного показателя более скромные – доля импорта должна снизиться с 44% до 29%.

С другой стороны, зависимость от импорта нефтегазового машиностроения выше средней по отрасли и оценивается в 61%, и согласно Плану по импортозамещению в ТЭК к 2020 г доля импортных комплектующих в составе нефтегазовых установок должна снизиться до 43%.

Однако, как и в других отраслях, средние данные не могут полностью охарактеризовать степень конкурентоспособности российских производителей в сравнении с зарубежными поставщиками на рынке и их готовность к осуществлению планов Правительства.

Компания Euro Petroleum Consultants на протяжении 20 лет оказывает услуги для нефтеперерабатывающих предприятий России и стран СНГ, в том числе в областях предоставления заказчикам рекомендаций по выбору оборудования, а также проведения последующих инспекций в цехах предприятий-изготовителей и на строительной площадке.

Основываясь на накопленном в данной области опыте компании, была проведена оценка доли импорта для каждой из основных групп оборудования нефтепереработки, а также степени влияния конкретных мер по снижению доли импорта на указанные группы (таблица 1).

Наиболее проблемным с точки зрения отказа от импорта конечно является критическое емкостное реакторное оборудование и емкостное оборудование, работающее под высоким давлением и/ или в сверхагрессивных средах. В текущих экономических условиях и вследствие ужесточения требований к качеству выпускаемых топлив, многие НПЗ России идут по пути развития глубокой переработки нефти, обращаясь к зарубежным лицензиарам таких технологий.

Чаще всего указанное реакторное оборудование, а также оборудование, работающее под высоким давлением, лицензиар признает критическим и разрабатывает подробную проектную документацию, включающую размеры, материалы и другие показатели для данных видов оборудования в рамках базового проекта. Естественно, что при разработке подобной документации лицензиар ориентируется на зарубежные материалы, которые должны использоваться изготовителем. При этом несоблюдение требований спецификаций лицензиара приводит порой к самым плачевным последствиям для конечного заказчика, например – снятие гарантий.

В подобной ситуации изготовитель вынужден изготавливать аппараты в соответствии с требованиями лицензиара по материальному исполнению, используя импортную сталь, сварочные материалы и так далее. Высокая доля импорта характерна и для поставок внутренних устройств как для критического, так и прочего емкостного оборудования.

Основные возможные способы решения указанных проблем относятся к следующим шагам:

– выстраивание четких процедур согласования замены материалов с лицензиаром;

– развитие собственных конструкторских бюро, в структуре компании, с последующей сертификацией данной компании лицензиарами для устранения необходимости подробной проработки проекта на оборудование лицензиаром;

– развитие и сертификация металлургических производств с целью выпуска материалов в полном соответствии с кодами ASTM и ASME.

В ситуации с теплообменным оборудованием чаще всего возникают те же проблемы, что и в случае с емкостным: в случае признания теплообменника критическим оборудованием из-за работы под высоким давлением и в сверхагрессивных средах, лицензиар разрабатывает подробную документацию на основании западных стандартов, что приводит в итоге к увеличению доли импорта. Однако номенклатура теплообменного оборудования стандартного ряда – работающего в “стандартных” в понимании первичной нефтепереработки условиях – может быть полностью закрыта российскими поставщиками. Исключение составляют лишь пластинчатые теплообменники, где доля импорта традиционно высока – около 60 %. Пути решения проблем также сходны с описанными выше для группы емкостного оборудования.

Если говорить о динамическом оборудовании – насосах и компрессорах – здесь ситуация неоднозначная. С одной стороны, российские поставщики в целом способны полностью обеспечить заказчиков всей номенклатурой насосного оборудования, используемого на НПЗ, кроме центробежных насосов высокого давления, и таких «специфических» позиций, как, например, эбуляционные насосы для установок гидрокрекинга гудрона.

С компрессорным оборудованием, к сожалению, ситуация обстоит несколько хуже: группы центробежных и поршневых компрессоров зависимы от импорта как минимум на 80%. Причем как в случае центробежных, так и в случае поршневых компрессоров система управления для данных машин практически на 100% будет импортной.

В качестве конкретных путей решения вопросов зависимости от импорта можно предложить освоение изготовителями нестандартных рядов насосного оборудования, развитие производств компрессорного оборудования, а также создание собственных независимых решений в области систем управления, как аппаратных, так и программных.

Несмотря на общую высокую степень импорта, в нефтепереработке есть вид оборудования, по которому наблюдается реальная конкурентоспособность – российские поставщики и проектировщики способны спроектировать и поставить заказчику нагревательные печи, отвечающие всем самым жестким международным требованиям в области энергоэффективности, безопасности и экологии. В качестве исключения могут рассматриваться реакционные печи, которые лицензиар зачастую признает критическим оборудованием, а такие комплектующие печей – горелки со сверхнизким уровнем выброса оксидов азота и системы управления печными блокам. Ликвидация отставания должна быть прежде всего направлена на снижение зависимости от импорта в части поставки комплектующих.

Другой группой оборудования, в которой в настоящий момент российские поставщики способны практически полностью заместить иностранное оборудование, является запорная и регулирующая арматура, однако как и во всех предыдущих группах, существует исключение – прежде всего, это запорная арматура критических трубопроводов, которая должна быть изготовлена из материалов согласно спецификации лицензиара, арматура больших диаметров (Ду > 150), работающая под высоким давлением, арматура специального назначения, созданная для работы при высоких температурах и в агрессивных средах.

Единственный путь – целенаправленная работа отечественных производителей по освоению нестандартных рядов оборудования.

Помимо вышесказанного существует еще один аспект, который очень часто склоняет чашу весов по выбору поставщика в сторону зарубежных аналогов, даже несмотря на ценовое преимущество отечественного оборудования – качество изготавливаемой продукции. С сожалением приходится признавать, что проблемы с качеством преследуют очень многих российских поставщиков в различных сферах: качество материалов, качество обработки, соблюдение сроков, и т.д. Однако опыт Euro Petroleum Consultants доказывает, что при правильно поставленном контроле как со стороны заказчика, так и со стороны специализированных независимых организаций, качество изготовления отечественными подрядчиками может достигать конкурентного уровня в сравнении с традиционными импортными аналогами, а порой даже превышать его.

Для реализации планов Правительства российским поставщикам оборудования для нефтеперерабатывающей отрасли еще предстоит пройти долгий путь в сторону повышения собственной конкурентоспособности, результат которого будет зависеть в том числе и от деятельности смежных отраслей. Однако нет необходимости отрицать, что по широкому ряду позиций уже имеется серьезный задел, позволяющий строить позитивные прогнозы развития тяжелой промышленности и нефтегазового машиностроения.

In the last few years the idea of import substitution was taken by the Russian business community, penetrated almost into all spheres of the economy. The oil and gas industry is no exception: in November 2014, the Russian Government approved the action plan to reduce the dependence of fuel and energy complex on imports of goods and services. The plan assumes a decline in the share of imported equipment, technical devices and components for oil and gas production and services to foreign companies and software of foreign origin. As the plan is implemented and what are the chances that his goals are achieved?

Под контролем экспертов компании «Газпром нефть» крупнейшими российскими машиностроительными предприятиями произведена большая часть важнейших секций будущей установки.

Машиностроительный завод «Волгограднефтемаш» по специальному заказу «Газпром нефти» изготовил для будущего комплекса глубокой переработки нефти ОНПЗ колонну фракционирования высотой более 50 метров, диаметром 5,7 м и весом около 300 тонн, колонну отпарки продуктов, 16-метровый абсорбер, вес которого составляет 133 тонны, и два сдвоенных теплообменника общим весом 305 тонн, способных работать при сверхвысоком давлении до 200 атм.

Компания «Ижорские заводы» (Санкт-Петербург), входящая в группу «Объединенные машиностроительные заводы», произвела для комплекса глубокой переработки нефти четыре реактора гидрокрекинга и два сепаратора высокого давления общим весом более 1,4 тыс. тонн. Все агрегаты выполнены из устойчивой хромомолибденованадиевой стали и не уступают зарубежным аналогам.

Грузы с предприятий «Волгограднефтемаш» и «Ижорские заводы» в настоящее время консолидируются в морском порту Санкт-Петербурга, откуда впоследствии будут транспортированы в Омск.

Комплекс глубокой переработки нефти Омского НПЗ объединит в себе процессы гидрокрекинга, производства водорода и серы и обеспечит производство качественных нефтепродуктов из тяжелых остатков Ввод КГПН в эксплуатацию позволит заводу более чем на 6% увеличить показатель выхода светлых нефтепродуктов (авиакеросина и дизельного топлива стандарта Евро-5). Производственная мощность комплекса составит 2 млн тонн в год.

Технологические установки переработки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они являются основой всех НПЗ. Здесь вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырьё для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Установки первичной перегонки нефти у нас получили название трубчатых (по-видимому, в период перехода от кубовых перегонных установок к установкам с нагревом нефти в змеевике печи). Соответственно, если установка рассчитана на перегонку нефти с отбором только светлых дистиллятов (бензин, керосин, дизельное топливо), кипящих до 350 °С, то ее именуют атмосферной трубчатой (AT) установкой. Если установка рассчитана на перегонку только мазута под вакуумом, она называется вакуумной трубчатой (ВТ) установкой. В общем же случае, когда установка предназначена для полной, глубокой перегонки нефти, ее называют атмосферно-вакуумной трубчатой (АВТ) установкой. При комбинировании ее с блоком глубокого обессоливания нефти установку называют ЭЛОУ-АВТ [7].

Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ – AT, ЭЛОУ -АВТ, ЭЛОУ-АВТ-вторичная перегонка и т.д. На рис. 2 показана принципиальная технологическая схема такой установки, включающая 4 блока – ЭЛОУ, AT, ВТ и блок стабилизации и вторичной перегонки бензина (ВтБ).

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому – варианты переработки нефти.

На установках АТ осуществляют неглубокую нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн т/год. Небольшие по мощности установки (0,5 – 2,0 млн т/год) строились в основном до конца 1950-х гг. В 1960-х гг. было начато массовое строительство установок ЭЛОУ-АВТ вначале на 3, а затем на 6 и 8 млн т/год. Самая крупная установка АВТ мощностью 11 млн т/год была построена в 1975 г. в Антверпене. В те же годы в США были пущены две установки мощностью по 10,5 млн т/год. В последующем строительство таких мощных установок не велось, и в большинстве своем мощность установок ЭЛОУ-АВТ сохранилась на уровне 6-8 млн т/год как у нас в стране, так и за рубежом. В перспективе из-за дальнейшего падения добычи нефти не исключено, что более выгодными вновь станут установки АВТ средней и малой мощности (2-3 млн т/год) [7].

Рис 1 – Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ-АВТ:

3, 4 и 5 – отбензинивающая, атмосферная и вакуумная колонны;

7 и 8 – колонны стабилизации и вторичной перегонки;

/ – нефть, // и /// – углеводородный газ низкого и высокого давления;

IX – тяжелый компонент бензина (100-180 “С);

XIV – легкая газойлевая фракция (до 300 °С);

ВЦО и ПЦО -верхнее и промежуточное циркуляционное орошение

На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка). /

Первичная переработка нефти – это тепловой процесс, и поэтому он связан с существенными затратами энергоресурсов (топливо, вода, воздух на охлаждение, электроэнергия на перекачки, водяной пар). Удельные энергозатраты (расход энергоносителя, отнесенный к 1 т перерабатываемой нефти) для АВТ мощностью 6 млн т/год составляют [7]:

– топливо, сжигаемое в печах, – 35-38 кг/т (отдельно для AT -20-25 кг/т);

– вода оборотная для охлаждения технологических потоков -3-7 м3/т;

– электроэнергия – 7-8 кВт • ч/т;водяной пар – 100-150 МДж/т.

Если перевести по соответствующим эквивалентам все эти энергоносители в топливный эквивалент, то на первичную перегонку 1 т нефти в среднем затрачивается 50 – 60 кг топлива с теплотой сгорания, близкой к теплоте сгорания нефти (или 60 -80 кг условного топлива).

Перегонка нефти на АВТ – это многоступенчатый процесс (обессоливание, отбензинивание, атмосферная и вакуумная перегонка, стабилизация и вторичная перегонка бензина), поэтому может рассматриваться как общий, так и поступенчатый материальный баланс перегонки нефти. В первом случае под материальным балансом понимают выход [в %(мас.)] всех конечных продуктов перегонки от исходной нефти, количество которой принимают за 100%. Во втором случае под материальным балансом каждой ступени понимают выход [в %(мас.)] продуктов перегонки на данной ступени (они могут быть не конечными, а промежуточными, как, например, в отбензиниваюшей колонне) от сырья данной ступени, которое принимается для каждой ступени за 100%.

Ниже речь пойдет об общем материальном балансе по конечным продуктам перегонки. Поступенчатый материальный баланс составляется при технологических расчетах АВТ.

Нефть (I)(100%) поступает на установку с содержанием минеральных солей от 50 до 300 мг/л и воды 0,5 – 1,0% (мае).

Углеводородный газ (II).Выход его от нефти зависит от содержания в ней растворенного после промысловой подготовки газа. Если нефть легкая (плотностью 0,8 – 0,85), то выход этого газа может составлять 1,5 – 1,8%(мас). Для тяжелых нефтей этот выход меньше [0,3 – 0,8%(мас.)], а для нефтей, прошедших стабилизацию, он равен нулю.

Из указанного выше общего выхода газа около 90% составляет газ, отбираемый в отбензинивающей колонне. В состав этого газа входят насыщенные углеводороды C1 – С4 с примесью С5. Низкое давление этого газа и его малые количества не позволяют использовать его на газофракционирующих установках (ГФУ) для выделения отдельных углеводородов, и этот газ часто используют как энергетическое топливо в печах АВТ. При достаточно высоком выходе этого газа (1,5% и выше) может быть экономически выгодным его сжатие газовым компрессором до более высокого давления (2-4 МПа) и переработка на ГФУ [6].

Сухой углеводородный газ стабилизации бензина (III) – это часть легких углеводородов C1 – C3, оставшаяся растворенной в бензине. Выход его невелик [0,1 – 0,2%(мас.)]. Давление его – до 1,0 МПа, поэтому он может направляться на ГФУ, но из-за малого количества направляется часто в газовую линию и сжигается в печах.

Сжиженная головка стабилизации бензина (IV)содержит в своем составе в основном пропан и бутаны с примесью пентанов. Выход ее также невелик [0,2 – 0,3%(мас.)]. Используется она в качестве компонента сжиженного бытового газа или газового моторного топлива для автомобилей (СПБТЛ или СПБТЗ).

Легкая головка бензина (V) – это фракция бензина н. к. -85 °С. Выход ее от нефти 4-6% (мае). Октановое число в зависимости от химического состава не превышает 70 (моторным методом), чаще всего составляет 60 – 65. Используется для приготовления нефтяных растворителей или направляется на каталитическую переработку (изомеризацию) с целью повышения октанового числа до 82 – 85 и вовлечения в товарные автомобильные бензины.

Бензиновая фракция 85 – 180°С (VI). Выход ее от нефти в зависимости от фракционного состава последней может колебаться в широких пределах, но обычно составляет 10 – 14%. Октановое число этой фракции бензина низкое (ОЧм = 45 т 55), и поэтому ее направляют на каталитическое облагораживание (каталитический риформинг), где за счет превращения н-алканов и нафтенов в ароматические углеводороды ее октановое число повышается до 88 – 92, и затем используют как базовый компонент автомобильных бензинов.

Керосин (X). Здесь могут быть два варианта отбора этого погона нефти. Один вариант – это отбор авиационного керосина – фракции 140 – 230 “С. Выход ее составляет 10 – 12% и она используется как готовое товарное реактивное топливо ТС-1. Если из нефти такое топливо получено быть не может (по содержанию серы, температуре начала кристаллизации или другим показателям), то первым боковым погоном Xв атмосферной колонне выводят компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Выход такого компонента (фракции 140 – 280 °С или 140 – 300 °С) составляет 14 – 18%(мас). Используется он либо непосредственно как компонент этих топлив (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуры помутнения и застывания), либо направляется на очистку от серы и выделение н-алканов (депарафинизацию).

Дизельное топливо (XI). Выход его 22 – 26%(мас), если потоком А” отбирается авиакеросин, или 10 – 12%(мас), если потоком Xотбирается компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Как правило, этот поток является компонентом зимнего или летнего дизельного топлива непосредственно (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуру помутнения) или после очистки от серы и н-алканов.

Легкая газойлевая фракция (XIV).Выход ее составляет 0,5 -1,0%(мас.) от нефти. Как уже отмечалось, это фракция 100 -250 °С, она является результатом частичной термодеструкции мазута при нагреве его в печи. В состав ее входят поэтому не только насыщенные, но и ненасыщенные алканы. Используют ее как компонент дизельного топлива, если последнее направляется на гидроочистку от серы, или направляют в легкое котельное топливо.

Легкий вакуумный газойль (XV) – фракция 240 – 380 °С, выход ее от нефти 3 – 5%(мас). По своим качественным показателям она близка летнему дизельному топливу XIи чаще всего поэтому смешивается с ним и соответственно используется [5].

Вакуумный газойль (XVI)- основной дистиллят вакуумной перегонки мазута по топливному варианту (если нефть не позволяет получать масла высокого качества). Пределы его кипения 350 – 500 °С (в отдельных случаях 350 – 550 °С). Выход от нефти соответственно составляет 21 – 25%(мас.) (или 26 – 30%). Используется в качестве сырья процесса каталитического крекинга (для получения высокооктанового бензина и других моторных топлив) или гидрокрекинга (для получения авиационного керосина или высокоиндексных масел). Использовать его можно или непосредственно [если содержание серы в вакуумном газойле ниже 0,5%(мас.)], или после очистки от серы и других примесей (азота, металлов).

Если нефть (и соответственно мазут) позволяет получать высокоиндексные масла, то из вакуумной колонны 5 вместо одного погона XVIвыводят два погона масляных дистиллятов 350 -420 °С [выход от нефти 10 – 14%(мас.)] и 420 – 500 °С [выход 12 -16%(мас.)]- Оба погона направляют на очистку (от смол, высокомолекулярных ароматических соединений, парафина, серы) для получения из них базовых дистиллятных масел средней и высокой вязкости.

Гудрон (XVII)- остаточная часть нефти, выкипающая выше 500 °С, если отбирается вакуумный газойль с температурой конца кипения 550 °С. Выход его от нефти, в зависимости от содержания в ней асфальтосмолистых веществ и тяжелых углеводородных фракций, составляет от 10 до 20%(мас). В некоторых случаях, например при переработке тенгизской нефти, доходит до 5, а каражанбасской нефти – до 45%(мас).

Использование гудрона может быть осуществлено по нескольким вариантам [5]:

– как компонент тяжелых котельных топлив;

– как остаточный битум (если нефть позволяет его получить) или как сырье для получения окисленного битума;

– как сырье для коксования и получения из него ценного нефтяного кокса (если нефть малосернистая);

– как сырье для получения базового остаточного масла (для нефтей 1 и 2 групп и подгруппы).

Кроме перечисленных целевых конечных продуктов перегонки нефти на АВТ получается несколько отходов переработки, к числу которых относятся следующие.

Сточная вода ЭЛОУ- это в основном вода, использованная для промывки нефти от солей Количество этой воды достаточно велико – 1-3%(мас.) от количества перерабатываемой нефти (на установке ЭЛОУ-АВТ мощностью 6 млн т/год это составит в сутки около 250 – 700 т).

Эта вода содержит растворенные минеральные соли, отмытые от нефти (от 10 до 30 г/л, рН 7,0 – 7,5), значительные количества деэмульгатора, а также эмульгированную в воде нефть (до 1%).

Из-за такого загрязнения сточная вода ЭЛОУ не может быть повторно использована в системе оборотного водоснабжения как хладагент и поэтому направляется на очистку. Очистка обычно многоступенчатая.

Конденсат водяного пара (KB).Водяной пар при первичной, перегонке используется как отпарной агент в ректификационных колоннах, как эжектирующий агент для отсоса парогазовой смеси из вакуумной колонны и как теплоноситель в ребойлерах. После конденсации все эти потоки образуют водяной конденсат разного качества.

Технологический конденсат (из колонн и эжекторов) непосредственно контактирует с нефтепродуктами и поэтому загрязнен эмульгированными в нем углеводородами и серосодержащими соединениями. Количество его составляет 2,5 – 3,0% на нефть. Направляется он на блок ЭЛОУ как промывная вода, либо на очистку, после чего может быть использован повторно для получения водяного пара.

Энергетический конденсат (из ребойлеров) является чистым и направляется на повторную генерацию водяного пара [5].

Неконденсируемый газ из эжекторов (XIII)представляет собой смесь легких углеводородов (до Q), сероводорода, воздуха и водяного пара. Выход смеси этих газов составляет в среднем около 0,05%(мас.) на исходную нефть (максимум – до 0,1%). Направляют газы в топку одной из трубчатых печей для дожига горючих составляющих.

Важной характеристикой работы АВТ является отбор суммы светлых дистиллятов и отбор суммы масляных дистиллятов.

Авторы: С.В. Винтилов (ООО «Техкранэкспертиза»), Д.А. Акишев, В.П. Жолобов (ЗАО НПО «Техкранэнерго»), В.И. Зайцев (ОАО «Славнефть-ЯНОС»).

Опубликовано в журнале Химическая техника №6/2015

На многих НПЗ, в том числе и в ОАО «Славнефть-ЯНОС», участились случаи забивания технологического оборудования новыми видами отложений. Количество отложений создает реальную угрозу внеплановых остановов технологических установок.

Причины образования отложений можно разбить на две группы:

  • использование при добыче нефти хлорорганических соединений;
  • применение при добыче и транспортировке нефти поглотителей сероводорода.

В 90-х гг. прошлого века возникла проблема, связанная с выводом из строя оборудования из-за отложений, образующихся в результате применения реагентов, используемых при добыче нефти. В октябре 2001 г. Министерством энергетики РФ был издан приказ №294 «О запрещении применения хлорорганических реагентов в процессе добычи нефти», который отменен приказом №228 Министерства энергетики РФ в мае 2012 г. После этого проблема возникла вновь.

Рис. 1. Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до 204°С, ррм

Хлорорганические соединения гидрируются в реакторах гидроочистки с образованием хлористого водорода (НCl), который при взаимодействии с водой образует соляную кислоту. Соляная кислота является сильнейшим коррозионным агентом, кроме того, хлористый водород взаимодействует с аммиаком, образующимся при гидрировании соединений азота, которые традиционно присутствуют в нефти. В результате образуется хлорид аммония (NH4Cl) – белое порошкообразное вещество, которое забивает оборудование. За последнее время содержание хлорорганических соединений (рис. 1) в восточной нефти, поступающей на переработку, увеличилось в 6 раз (с 1 до 6…6,9 ррм), в ухтинской нефти – в 2–3,5 раза (с 1,0 до 2,0…3,5 ррм – данные ЦЗЛ). В результате оборудование установок гидроочистки, а также блоков предварительной гидроочистки сырья установок каталитического риформинга и изомеризации подвергается дополнительному изнашиванию из-за хлористоводородной коррозии и забивается отложениями хлористого аммония.

Рис. 2. Отложения в сырьевом теплообменнике Т-201 установки ЛЧ-24/7 (ремонт 2014 г.). Причина – наличие хлорсодержащих примесей в сырье установки

На рис. 2, 3 показан внешний вид сырьевых теплообменников Т-5N и Т-201 установок гидроочистки дизельного топлива соответственно Л-24/6 и ЛЧ-24/7. Такими же отложениями забиваются аппараты, трубопроводы и арматура блоков предварительной гидроочистки сырья установок каталитического риформинга Л-35/11, ЛГ-35/11 и Изомалк-2, увеличивая перепады давления в системе, вынуждая снижать производительность установок, вплоть до их остановки (рис. 4).

Рис. 3. Отложения в сырьевом теплообменнике Т-1/1 установки Л-35/11 (ремонт 2013 г.) Причина – наличие хлорсодержащих примесей в сырье установки

При определении химического состава отобранных отложений в ИЛ ЦЗЛ установлено, что образцы в основном представляют собой хлористый аммоний (70–90% мас.) с продуктами коррозии (5–30% мас.).

Рис. 4. Отложения в ХВ-201. 1-я секция установки Изомалк-2 (декабрь 2014 г., останов в межремонтный пробег)

Действующий в настоящее время ГОСТ на нефть предполагает нормирование содержания хлористых соединений во фракциях, выкипающих до температуры 204°С, а содержание органических хлоридов в сырье установок гидроочистки дизельного топлива и гидрокрекинга вообще не нормируется, что, безусловно, способствует бесконтрольному росту отложений на данных объектах.

Коррозионное изнашивание является одним из основных факторов, регламентирующих межремонтный пробег установки, срок и стоимость ремонта. В настоящее время ряд предприятий ОАО «НК «Роснефть», столкнувшись с необходимостью перерабатывать нефть с повышенным содержанием хлорорганических соединений, несут большие убытки. Так, в ЗАО «РНПК» после полуторамесячной работы на сырье с содержанием хлорорганических соединений на уровне 8…10 ррм были вынужденно внепланово остановить установку изомеризации из-за выхода из строя нескольких секций воздушных холодильников. С аналогичными проблемами сталкивались ОАО «Новокуйбышевский НПЗ», ОАО «Ангарская нефтехимическая компания», КременчугскийНПЗ и ряд предприятий НК «ЮКОС».

Эти отложения образуются на всех установках первичной переработки нефти нашего предприятия, в системе конденсации отбензинивающей колонны К-1, однако были случаи их образования в системе вывода продуктов из боковых стриппингов колонны К-2. Выходит из строя конденсатно-холодильное оборудование, вспомогательное оборудование на рефлюксных емкостях Е-1 (рН-метры, уровнемеры, клапаны-регуляторы уровня раздела фаз и др.); ухудшается теплопередача, ускоряются коррозионные процессы.

Рис. 5. Отложения в конденсаторе-холодильнике Х-1/4 установки АВТ-4 (ремонт 2014 г.). Причина – осаждение продуктов взаимодействия H2S c поглотителем сероводорода, вводимым в нефть на промыслах

На рис. 5–6 представлен внешний вид трубных пучков конденсаторов-холодильников Х-1/3,4 и корпуса конденсатора-холодильника Х-1/3 установки АВТ-4 с отложениями, обнаруженными в период капитального ремонта 2014 г. В настоящее время установки первичной переработки нефти АВТ – 3,4 и ЭЛОУ-АТ-4 вынуждены в период межремонтного пробега выключать из работы конденсатно-холодильное оборудование для чистки от отложений, что приводит к нерациональному использованию энергетических, материальных и трудовых ресурсов.

Рис. 6. Трубный пучок (а) и корпус Х-1/3 (б) установки АВТ-4 (ремонт 2014 г.). Причина – осаждение продуктов взаимодействия H2S c поглотителем сероводорода, вводимым в нефть на промыслах

Анализ отложений, проведенный в ОАО «Славнефть-ЯНОС» ЯГТУ, научно-исследовательской лабораторией «Колтек Интернешенл» в исследовательском центре фирмы «Клариант», показал, что отложения представляют собой продукт взаимодействия реагентов, вводимых в нефть при добыче и/или транспортировке с сероводородом и меркаптанами. Химический состав отложений определен в лаборатории фирмы «Клариант», основная масса состоит из соединений серы (до 90,1% мас.). Больренному изнашиванию оборудования, вызывая общую и язвенную коррозию, а физико-химические свойства обнаруженного вещества не позволяют нейтрализовать его негативное воздействие на стадии переработки нефти.

Рис. 7. Отложения в Т-15/1-4 и Т-15А установки ЭЛОУ-АВТ-6 Московского НПЗ. Причина – осаждение продуктов взаимодействия H2S c поглотителем сероводорода, вводимым в нефть на промысла

Подобные отложения в сентябре 2014 г. обнаружены в КХО установок первичной переработки нефти на Московском НПЗ (рис. 7, 8). Данные отложения забивают системы атмосферного блока установок АВТ, ухудшают теплопередачу при конденсации, что обусловливает снижение производительности и может привести к внеплановому останову объекта.

Рис. 8. Внешний вид трубной решетки Т-17/1-5 (головной погон К-2) установки ЭЛОУ-АВТ-6 Московского НПЗ
с отложениями и после чистки. Скорость коррозии трубок под слоем отложений достигает

0,85 мм/год. Причина – осаждение продуктов взаимодействия H2S c поглотителем сероводорода, вводимым в нефть на промыслах

Необходимо отметить, что вред, причиняемый продуктами взаимодействия поглотителей сероводорода с сероводородом, существенно больше, чем вред от самого сероводорода.

Специалистами ОАО «Славнефть-ЯНОС» установлено, что резкое увеличение количества отложений в технологическом оборудовании предприятия связано в основном с двумя основными причинами:

  • закачиванием в нефтяной пласт хлорорганических химических реагентов для повышения отдачи пласта;
  • добавлением в нефть поглотителей сероводорода при добыче и перекачивании нефти.

В связи с наличием критического количества отложений возникает реальная угроза внеплановых остановов технологических объектов предприятия.

В связи с изложенным следует рекомендовать:

  • обратиться в добывающие компании с просьбой принять меры по ограничению применения реагентов в процессе добычи и транспортировки нефти;
  • усилить контроль за состоянием оборудования, работающего под давлением, как со стороны служб НПЗ, так и со стороны экспертных организаций в период проведения экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов;
  • внести изменения в государственные стандарты Российской Федерации (ГОСТ Р 51858–2002 «Нефть. Общие технические условия», ГОСТ Р 31378–2009 «Нефть.

Общие технические условия», ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Требования к химическим продуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли») с целью снижения содержания коррозионно-агрессивных веществ, в том числе поглотителей сероводорода и хлорорганических соединений.

Углеводороды | куплю мини нпз с документами

куплю мини нпз с документами

Теневая нефтянка существует параллельно легальной отрасли, – здесь есть свои нефтедобытчики, которые выкачивают “черное золото” из чужой трубы, нефтепереработчики, владеющие нелицензионными мини-НПЗ, сбытовики, на заправке которых можно залить в бак АИ-93.

Установки от экстрасенса 700х170

Картину дополняют покупатели – водители грузовых автомобилей, особенно дальнобойщики, небольшие сельскохозяйственные компании и экономные владельцы отечественных автомобилей. Все они стали объектами обширного исследования структуры теневого рынка нефти и нефтепродуктов, проведенного газетой РБК daily.

По дешевке и мелкими партиями

Самые мелкие криминальные нефте-денежные ручейки протекают от потребителя к потребителю. Топливо водителям грузовиков обычно оплачивает фирма, предоставляя для этих целей специальные талоны или отдельную пластиковую карту.

Схема подзаработать простая: договориться с кассиром на АЗС, который проведет платеж, к примеру, на 500 л, а по факту в бак заливается 420 л. Разница за недополученный дизель возвращается водителю на руки, “лишние” 80 л продаются за наличные какому-нибудь постоянному покупателю.

Водители бензовозов договариваются с заправщиками – залить цистерну не до отсечки, а по самое горлышко. По документам – один объем, а по факту – больше, расчет за наличные.

Этот канал правительство пытается перекрыть, продвигая идею контроля передвижения опасных грузов, для этого в том числе бензовозы оборудуют системой контроля передвижения ГЛОНАСС/GPS.

Присосаться к трубе

Настоящие “нефтяные реки, денежные берега” там, где тянутся магистральные трубопроводы “Транснефти”. Промышляют нелегальными врезками в нефтепроводы в основном в Поволжье и на Кавказе. В Дагестане врезку могли подарить на свадьбе в качестве приданого, утверждает один из сотрудников “Транснефти”. В 2010 году ущерб, причиненный незаконными проникновениями в магистральный нефтепровод, составил более 100 млн рублей.

“Транснефть” забеспокоилась, установили системы контроля, заключили договор с МВД и местным отделением вневедомственной охраны. Постепенно воровать стали меньше.

“Врезаться стали меньше, но и ловить стало труднее: врезаются в трубу под землей, так, чтобы падение давления в магистрали было в пределах нормы. Тянут отвод обычно либо сразу на мини-НПЗ, который также работает нелегально, либо в нефтехранилища. Последние с виду обычная дача: огороженный участок, домик, а под ним резервуары для нефти. Туда-то ночью и подъезжают бензовозы.

В среднем одна 20-тонная цистерна, груженная ворованной нефтью – это примерно 200 тысяч рублей прибыли. За ночь бандиты могли заработать до 3 млн рублей.

С ростом цен на топливо динамика краж нефти вновь приобрела тенденцию к росту. В 2010 году на магистральном нефтепроводе обнаружено 313 несанкционированных врезок, что на 13,8% больше аналогичного периода прошлого года, сообщают в “Транснефти”.

Кража в пути

В мае 2010 года на станции Горьковской железной дороги, вблизи которой расположен НПЗ “Лукойла”, была задержана преступная группа, длительное время похищавшая из цистерн бензин, сообщил начальник отдела охраны грузов ФГУП “Ведомственная охрана железнодорожного транспорта РФ” Юрий Никоноров. По его словам, за первое полугодие текущего года было зарегистрировано семь краж нефтепродуктов из железнодорожных цистерн в пределах 3-5 тонн каждая.

В 2006 году в перечень охраняемых ведомственной охраной объектов внесли дизтопливо, тогда убытки от хищений доходили до 20 млн руб. в год, ежегодно совершалось до 100 краж. В 2009 году к списку прибавили еще и топливо для реактивных двигателей. В год сотрудниками охраны сопровождается около 1,5 млн цистерн.

Охота на НПЗ

С тех пор, как глава “Газпром нефти” Александр Дюков в начале 2010 года пожаловался на нерадивых переработчиков президенту Дмитрию Медведеву, Ростехнадзор проводит уже вторую волну проверок таких предприятий. Всего за время проверок Ростехнадзор оштрафовал мини-НПЗ на 7 млн рублей.

Самый распространенный способ уйти от проверки – не прислать официального представителя. Доказать, что завод работает на ворованной нефти, практически невозможно, но результаты многих контрольных проверок показывали: сырье завода тех же химических свойств, что и нефть в ближайшей трубе.

Стоимость создания проекта НПЗ может составлять от 3 млн до 35 млн рублей, а на согласование уходит до полугода. Плюс строительство – в среднем создание одного мини-НПЗ занимает год. Средняя цена мини-НПЗ объемом переработки 200 куб. м в сутки с резервуарами для хранения сырья и готовой продукции на семь-десять дней – около 68-110 млн рублей.

Это вызывает желание обойти закон и сэкономить, построив где-нибудь подальше от глаз “серый” заводик без всяких согласований, подыскать самого дешевого поставщика и хорошенько заработать.

Государство против краж

В ответ на вопрос, что делать, большинство собеседников издания сходятся на том, что человеческий фактор непобедим. По некоторым данным, “Татнефть” в свое время решила эту проблему так: если кого-то из сотрудников ловили на воровстве, увольняли не только его, но и всех членов его семьи.

Эффективным инструментом борьбы с хищениями является система материального поощрения лиц, предоставивших информацию, позволившую предотвратить или возместить ущерб активам компании. Вознаграждение может составить до 10% от суммы предотвращенного или возмещенного ущерба, говорят в компании ТНК-ВР.

В “Транснефти” также считают, что определяющим фактором является наличие криминального рынка нефти и нефтепродуктов. В условиях высоких цен на сырую нефть и продукты ее переработки практически вышла из-под контроля государства деятельность предприятий и организаций, занятых в сфере хранения, транспортировки и переработки углеводородного сырья.

Владимир Назаров рассказал о перспективах развития нефтепродуктовых проектов

Москва. 22 августа. INTERFAX.RU – Этой осенью “Транснефть” получит статус оператора товарных поставок на Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже (СПбМТСБ). Трубопроводная компания также планирует существенно увеличить объем перекачки топлива, вкладывается в реконструкцию имеющихся объектов и строительство новых продуктопроводов. О перспективах развития нефтепродуктовых проектов в интервью “Интерфаксу” рассказал заместитель вице-президента “Транснефти” – директор департамента транспорта, учета и качества нефтепродуктов Владимир Назаров.

– В чем суть статуса оператора товарных поставок “Транснефти” на СПбМТСБ? И как оцениваете его влияние на развитие топливного рынка России?

– Если говорить об официальной терминологии, то Оператор товарных поставок (ОТП) – это организация, получившая аккредитацию в ЦБ РФ на предоставление услуг по проведению, контролю и учету товарных поставок по обязательствам, возникшим в результате биржевых сделок и допущенным к клирингу.

Если объяснять простым языком: контрагенты в ходе биржевых торгов договариваются о покупке-продаже топлива, “Транснефть” получает уведомление об этом, формирует сопутствующую документацию по сделке, обеспечивает хранение оговоренного объема товара в своей инфраструктуре, а после оплаты гарантирует передачу товара покупателю.

То есть в качестве оператора товарных поставок “Транснефть” будет предоставлять услугу по хранению нефтепродуктов с гарантией передачи права собственности товара по итогам биржевой сделки.

При этом участники сделки получают преимущество в скорости завершения сделки – товар передается так же быстро, как проходят деньги. И еще значительное удобство – купить топливо покупатель может на конкретном базисе биржевой торговли, наиболее близком к нему. В настоящее время на территории России система “Транснефти” объединяет 16 нефтеперерабатывающих заводов, 46 различных нефтебаз, 5 аэропортов, в системе компании имеется 11 собственных наливных пунктов. Именно на базисах собственных автомобильных наливных пунктов “Транснефть” планирует обеспечить работу по принципу оператора товарных поставок.

ОТП для рынка, в первую очередь – это один из инструментов развития биржевой торговли. А, как трактует сама СПбМТСБ, чем больше инструментов она предоставит участникам рынка, тем выше ее ликвидность. Кроме того, “Транснефть” в статусе ОТП будет способствовать расширению возможностей покупки товара для независимых компаний и трейдеров. Таким образом, работа оператора товарных поставок очень позитивно скажется на внутреннем рынке, как с точки зрения роста объема биржевых торгов, так и с точки зрения сокращения монопольного влияния производителей топлива.

– Когда вы получите статус ОТП и приступите к выполнению соответствующих функций?

– Согласно плану-графику реализации проекта, в первой декаде ноября “Транснефть” должна иметь статус оператора товарных поставок, тогда компания и сможет официально приступить к оказанию услуги. Пока мы идем в графике, сейчас завершаем подготовительные мероприятия, касающиеся, в первую очередь, юридической стороны. “Транснефть” разработала типовые документы для оказания нового вида услуг. Сформирован также пакет документов, касающийся взаимоотношений “Транснефти” и СПбМТСБ с точки зрения клиринга, параллельно СПбМТСБ подготовила свои корректировки в правила клиринга с использованием ОТП.

Последним шагом станет подача заявления в ЦБ для получения аккредитации, разрешающей деятельность ОТП. Сделаем это уже в начале сентября. Рассчитываем, что к ноябрю ЦБ даст соответствующее разрешение, и “Транснефть” сможет выполнять функции ОТП на бирже. Сейчас решается вопрос, кто именно будет оказывать услуги клиринга на бирже – по-прежнему РДК или сама СПбМСТБ. Изначально мы готовили пакет документов, где прописаны трехсторонние правила работы (“Транснефть”, РДК и СПбМТСБ). Но в какой-то момент оказалось, что это будут двусторонние отношения (“Транснефть” и СПбМТСБ), документацию пришлось переделывать, но это не критично.

И что самое важное – “Транснефть” разработала специальный программный продукт, на базе которого будет осуществляться взаимодействие компании с клирингом, биржей, участниками сделок. Действующая схема работы предполагает по факту перехода права собственности от одного контрагента к другому необходимость подписания ряда бумажных документов, а участники сделки, “Транснефть” и биржа территориально находятся в разных местах. Наш программный модуль станет важным связующим инструментом, обеспечивающим оперативный электронный документооборот по сделкам.

На этой неделе мы начали тестовые мероприятия, чтобы проверить взаимодействие нашего программного модуля с биржей. Отработка сопряжения систем продлится до конца августа. Уверены, что к тому моменту, когда ЦБ выдаст нам аккредитацию для оказания услуг ОТП, мы будем полностью готовы к работе в этом статусе в полноценном режиме.

– И насколько рассчитываете увеличить число биржевых сделок на базисах “Транснефти” после получения статуса ОТП?

– Общий объем сделок по нефтепродуктам на СПбМТСБ в 2016 году вырос по сравнению с 2015 годом на 14% – до 5,8 млн тонн, прогнозируется, что по итогам 2017 года этот показатель на бирже также несколько увеличится.

На базисах “Транснефти” рост биржевых сделок с дизельным топливом в 2016 году составил 53%, достигнув 460 тыс. тонн. Мы рассчитываем на увеличение числа биржевых сделок более чем на 20% по итогам текущего года. При этом, если в общем объеме сделок СПбМТСБ доля биржевых сделок по дизельному топливу на базисах “Транснефти” в 2016 году занимала 8%, то за 7 месяцев 2017 года – уже почти 10%.

Если предположить, что в 2017 году темпы роста сохранятся, то после запуска проекта “Оператор товарных поставок” мы рассчитываем на увеличение в 2 раза количества биржевых сделок на базисах “Транснефти”. Это, конечно же, не значит, что увеличится сам рынок биржевых сделок, но мы надеемся сместить акценты в сторону сделок с использованием трубопроводной системы. “Транснефть” настроена занять здесь существенную долю, в перспективе работа компании в качестве ОТП будет способствовать увеличению доли биржевых сделок на базисах компании до 30% в общем объеме сделок в секции “Нефтепродукты” СПбМТСБ.

– А инфраструктура “Транснефти” готова к старту проекта ОТП?

– Существующая инфраструктура позволяет в полной мере удовлетворять спрос на услуги по хранению и наливу нефтепродуктов для потребителей внутреннего рынка в соответствии с перспективными планами транспортировки нефтепродуктов по системе магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП).

Мы все сделали для того, чтобы клиенту было комфортно на наших наливных пунктах, модернизировали и оптимизировали их. Сейчас продолжается ряд реконструкций на объектах, в частности, на наливных станциях московского региона, где действуют три станции – Володарская, Солнечногорская, Нагорная. Хотим нарастить мощности на них, потому что видим потенциал роста транспорта и налива в столице.

За счет проекта оператора товарных поставок мы, несомненно, надеемся активизировать использование наших конечных терминалов по хранению и наливу нефтепродуктов. А поскольку процессу хранения и налива нефтепродуктов предшествует их транспортировка, мы уверены, что участие “Транснефти” в процессе реализации биржевых сделок косвенно позволит нам, в том числе, нарастить и объем транспорта на внутреннем рынке.

– И насколько может вырасти транспортировка нефтепродуктов по системе “Транснефти” на внутренний рынок, в том числе, благодаря проекту ОТП?

– Есть один показательный пример: 2 года назад, когда нефтяные компании в основном использовали ж/д станции, а не наши пункты, как базисы биржевой торговли, объем биржевых сделок на нашей системе сильно сократился. Последние полтора года “Транснефть” совместно с СПбМТСБ и ФАС работали над тем, чтобы у компаний кроме опции железнодорожных поставок появилась опция отгрузки на условиях “франко-труба”. Что, в итоге, привело к увеличению объема налива в автоцистерны по биржевым сделкам в 2 раза.

Задача максимум компании – в 2 раза увеличить общий транспорт топлива по системе МНПП внутри России. Сколько из этого будет за счет услуг ОТП – трудно сказать, поскольку пока сложно оценить этот процесс технически. И тем не менее планируемый рост транспорта топлива на рынке РФ и, соответственно, рост отпуска на наших конечных пунктах вынуждает нас к активизации реконструкции наливных терминалов.

По факту в 2016 году транспорт нефтепродуктов по системе “Транснефти” на внутренний рынок составил 9,3 млн тонн. В 2017 году ожидаем увеличение до 9,6 млн тонн, предварительный прогноз на 2018 год – 13,4 млн тонн. А после завершения мероприятий по реконструкции наливных станций кольцевого московского нефтепродуктопровода (КМНПП) и наливного пункта “Сокур” перспективные объемы транспортировки нефтепродуктов на внутренний рынок РФ могут составить около 16 млн тонн.

– Считаете, что кратный рост объемов прокачки топлива внутри России будет востребован с учетом стабилизации производства светлых нефтепродуктов в стране?

– Основной продукт перекачки “Транснефти” на подключенных к системе НПЗ – это дизельное топливо. Действительно, производство ДТ в первом полугодии снизилось на 0,4 млн тонн по сравнению с соответствующим периодом 2016 года. Между тем, согласно прогнозу “Транснефти”, по итогам текущего года ожидается увеличение объемов транспортировки дизельного топлива по системе МНПП на 2,7% или на 0,8 млн тонн.

Хочу особо подчеркнуть, что сегодня система магистральных нефтепродуктопроводов “Транснефти” в России загружена на 100%. Зачастую мы вынуждены где-то ограничивать наших клиентов по приемке нефтепродуктов. Поэтому однозначно считаем – развитие должно быть.

Нефтяные компании продолжают модернизацию нефтеперерабатывающих заводов, наращивают глубину переработки. Мы видим потенциальную тенденцию к увеличению выпуска светлых нефтепродуктов. И надеемся, что “Транснефть” с расширением мощностей по транспорту находится как раз в тренде. Рассчитываем, что если предоставим нефтяникам новые свободные мощности транспорта, то они точно будут востребованы.

– Расширение мощностей внутреннего транспорта потребовало значительных капвложений?

– В целом в развитие системы магистральных нефтепродуктопроводов компания ориентировочно намерена инвестировать более 160 млрд рублей до 2020 года. Сюда входят все наши ключевые проекты: увеличение поставок дизельного топлива в порт Приморск (Ленинградская область) до 25 млн тонн в год, реализация проекта “Юг” с транспортом 6 млн тонн в направлении Новороссийска, расширение объемов поставки автобензинов и авиатоплива в московский регион. Также среди важных проектов – реконструкция наливной станции “Сокур” в Новосибирске, модернизация подводящих трубопроводов для обеспечения увеличивающегося приема с “ТАНЕКО” (входит в “Татнефть” ) и с Антипинского НПЗ.

– И как в итоге увеличится прокачка нефтепродуктов в целом по системе “Транснефти”?

– Объем перекачки нефтепродуктов по системе МНПП “Транснефти” в 2016 году вырос примерно на 2,5-3% – до 33,1 млн тонн. В 2017 году мы прогнозируем выдержать этот рост в 2-3% и перекачать чуть менее 34 млн тонн. Одна из стратегических целей “Транснефти” – увеличение объемов транспортировки светлых нефтепродуктов по системе МНПП в 2021 году до 50 млн тонн. Мы целенаправленно движемся к этой цели.

В ближайшие годы увеличение транспорта топлива будет обеспечено за счет реализации компанией ряда важных проектов. В первую очередь, это завершение в 2016 году мероприятий в рамках проекта “Север-15”, что позволило увеличить объемы перекачки в направлении порта Приморск до 15,2 млн тонн (рост в 2016г на 0,7 млн тонн по сравнению с 2015г). В 2017 году в данном направлении планируется транспортировка 16,7 млн тонн нефтепродуктов.

В этом году мы планируем завершить необходимые мероприятия по проекту “Север-25”, с тем, чтобы в 2018 году техническая возможность транспортировки дизельного топлива в порт Приморск увеличилась до 25 млн тонн в год. Этот рост на экспортном направлении с поставкой через порт РФ отражает выполнение “Транснефтью” задачи по наращиванию перевалки в российских портах.

Кроме того, ориентировочно в середине ноября мы планируем начать заполнение линейной части МНПП проекта “Юг” на участке “Волгоград – Тихорецк – Новороссийск”. И уже в декабре начнем прием и перекачку дизельного топлива ЕВРО-5 производства “ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка” в направлении порта Новороссийск.

– Проект “Юг” – это введение совершенно новых транспортных мощностей. Уже понятно, о каких объемах перекачки по “Югу” может идти речь, и какие компании будут основными поставщиками в этот трубопровод?

– “Юг” общей мощностью 6 млн тонн перекачки будет реализовываться в два этапа. Первый – подключение Волгоградского НПЗ с объемом 4 млн тонн в год. Эта ресурсная база подтверждена “ЛУКОЙЛом” , и на этот объем мы планируем выйти уже с января 2018 года. Второй этап учитывает введение в конце 2018 года ж/д эстакады на головной перекачивающей станции (ГПС) “Тингута” рядом с Волгоградом мощностью 2 млн тонн в год. После запуска этой ж/д эстакады мы сможем принимать дополнительно по железной дороге дизельное топливо с тех заводов, которые не подключены к системе “Транснефти”. То есть “Юг” дает возможность реализации комбинированной схемы: 4 млн тонн принимать в трубу с Волгоградского НПЗ и еще 2 млн тонн по железной дороге с последующим транспортом по трубе.

К настоящему моменту в числе основных поставщиков, не подключенных к системе и заинтересованных в поставках через “Тингуту”, мы видим ресурсы до 1 млн тонн Орского НПЗ (основной актив “Фортеинвеста”), а также примерно 0,7 млн тонн Саратовского НПЗ (“Роснефть”). Потенциально можно рассматривать ресурсы Краснодарской группы заводов (частные владельцы) и избыточные ресурсы Уфимской группы (входят в “Роснефть”), которые зачастую транспортируются железной дорогой. Также учитываем вариант с использованием ЛПДС “Никольское”: от нефтеперерабатывающих заводов до “Никольское” трубопроводным транспортом, далее до “Тингуты” – ж/д перевозка.

Преимущества комбинированной схемы транспортировки (ж/д плюс труба) проекта “Юг” в том, что поставлять в порт Новороссийск дизтопливо с использованием трубопроводного транспорта смогут многие неподключенные к системе “Транснефти” компании. А сложность этой схемы в том, что она зависит от тарифной политики РЖД на южном направлении. Но “Транснефть” обсуждает этот момент с РЖД в части, например, установки сквозного тарифа. Думаю, что в какой-то форме возникающие вопросы вполне можно разрешить.

– “Транснефть” последние годы занималась перепрофилированием нескольких нефтепроводов под перекачку нефтепродуктов. Планируется продолжить эту работу?

– Да, в этом году мы реализовали проект трубопроводной поставки автобензинов от “НОРСИ” (Нижегородская область, “ЛУКОЙЛ”) до Москвы. Это бывший нефтяной трубопровод, который перепрофилирован под перекачку бензина. В июле завершили его заполнение и осуществили транспортировку пробных партий, в августе дооформим необходимые документы и, надеюсь, с сентября уже будет осуществляться полноценная перекачка с “НОРСИ” 95-го автобензина на московский рынок. По договоренности с “ЛУКОЙЛом” поставки продукта по этой трубе составят 2 млн тонн ежегодно.

Дальнейшее развитие проекта учитывает, во-первых, реконструкцию к IV кварталу 2018 года ЛПДС “Рязань” для транспорта в столичный регион бензинов с Рязанского завода “Роснефти” – это плюс еще 0,5 млн тонн. А, во-вторых, реконструкцию в течение 2018 года ж/д эстакады на “НОРСИ”, до которой по железной дороге будут доставляться бензины с других НПЗ, не подключенных к системе, затем сливаться в систему “Транснефти”, и уже трубопроводным транспортом доставляться в Москву. А это дополнительно еще до 1 млн тонн ресурсов. Итого, новый проект позволит в перспективе транспортировать в столицу 3,5 млн тонн бензинов трубопроводным транспортом.

Кроме того, мы готовим к перекачке топлива трубопровод “Горький – Ярославль”, связанный с проектом “Север-25”. Это нефтяная труба, которая в данный момент проходит очистку от нефтяных остатков. К концу 2017 года планируем ее запустить для перекачки нефтепродуктов.

Также ранее были перепрофилированы нефтепроводы “Тихорецк-Новороссийск-1” и “Ярославль-Кириши”. Считаем, что этого вполне достаточно, и в перспективе до 2020 года дополнительного перепрофилирования трубопроводов не запланировано.

– А что предполагает программа реконструкции мощностей, обеспечивающих доставку топлива в аэропорты московского авиаузла (МАУ)?

– Сегодня объем трубопроводного транспорта керосина в МАУ составляет около 2 млн тонн. Планируем в 2018 году увеличить этот показатель вдвое. Так, весной 2018 года завершим строительство и введем в эксплуатацию сливную ж/д эстакаду на ГПС Шилово-3 для приема авиационного керосина в систему МНПП для последующей транспортировки в аэропорты московского авиационного узла. Мощность эстакады составит 2,5 млн тонн в год. Считаем, что эти работы “Транснефти” в целом позволят разгрузить инфраструктуру московской железной дороги и обеспечить оперативную транспортировку авиакеросина в аэропорты МАУ.

Управление государственных доходов по Алмалинскому району Алматы информирует налогоплательщиков об изменениях в Налоговом кодексе за 2018 год, передаёт портал Matritca.kz.

Главный вопрос касается реализаторов алкогольной продукции, не использующих сервис “WiponPro”.

Иллюстративное фото из открытых источников

Согласно закону “О государственном регулировании производства и оборота алкогольной продукции” на территории республики запрещаются хранение и реализация алкогольной продукции без наличия приборов, определяющих элементы защиты учетно-контрольных марок или считывающих информацию с учетно-контрольных марок алкогольной продукции, подлежащей маркировке.

В целях реализации закона, а также в рамках борьбы с реализацией алкогольной продукции с марками неустановленного образца и минимизации продажи нелегальной алкогольной продукции Комитетом государственных доходов МФ РК” разработано приложение “Wipon Pro” для оптовых и розничных реализаторов алкогольной продукции. Программное обеспечение доступно для скачивания на официальном сайте www.wipon.pro.

Приложение “Wipon Pro” можно скачать как на персональный компьютер, так и на сотовый телефон. С помощью этой программы реализаторы алкогольной продукции могут определить подлинность учетно-контрольной марки и легальность поставляемой алкогольной продукции. За хранение и реализацию алкогольной продукции без наличия приборов, определяющих элементы защиты учетно-контрольных марок или считывающих информацию с учетно-контрольных марок алкогольной продукции, подлежащей маркировке учетно-контрольными марками, статьей 282 КоАП РК предусмотрена административная ответственность от 50 до 600 МРП.

Также немаловажным вопросом в текущем году является установка КПУ (контрольные приборы учета) владельцами АЗС.

Так, согласно закону “О государственном регулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов” нефтепродукты должны производиться и реализовываться через контрольные приборы учёта (КПУ) с передачей данных в онлайн-режиме уполномоченному органу – Комитету государственных доходов МФ РК.

Вышеуказанные требования вступили в силу для НПЗ (нефтеперерабатывающих заводов) и мини-НПЗ с 1 января 2017 года, а для нефтебаз и АЗС – с 1 января 2018 года. Однако в законодательство внесли поправки: обязательную установку КПУ для нефтебаз отменили, а для АЗС сроки были перенесены:

– с 1 января 2019 года – для АЗС, расположенных на территории столицы, городов республиканского, областного и районного значения;

– с 1 января 2021 года – для остальных АЗС.

Согласно подпункта 4) статьи 1 Закона, контрольные приборы учета – технические устройства, измеряющие количественные и качественные характеристики нефтепродуктов, для ведения учета с целью последующей передачи в режиме реального времени уполномоченному органу в области оборота нефтепродуктов посредством автоматизированной системы информации об объемах производства и (или) оборота нефтепродуктов, установленные на резервуарах производственных объектов производителей нефтепродуктов, баз нефтепродуктов и на автозаправочных станциях (кроме автозаправочных станций передвижного типа), допущенные к применению в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области обеспечения единства измерений.

Хотим напомнить, что с 1 января 2019 года пунктом 5 статьи 281 Кодекса “Об административных правонарушениях” предусмотрен штраф от 100 до 300 МРП с конфискацией нефтепродуктов.

Обращаем ваше внимание, что к применению допускаются КПУ, зарегистрированные в реестре государственной системы обеспечения единства измерений и допущенные к применению в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области обеспечения единства измерений.

Список зарегистрированных приборов в реестре государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан, размещен на сайте РГП “КазИнМетр”.

При этом необходимо руководствоваться Постановлением Правительства Республики Казахстан от 16.03.2016 года №126 “Об утверждении Правила и требования по оснащению резервуаров производственных объектов производителей нефтепродуктов, баз нефтепродуктов и заправочных станций (кроме заправочных станций передвижного типа) контрольными приборами учета”.

Кроме того, сообщаем об утверждении “Технических требований к нефтеперерабатывающим заводам для организации системы сбора, обработки и передачи данных с контрольных приборов учета” утвержденным председателем правления АО “Национальные информационные технологии” от 23.09.2016 г.

В этой связи настоятельно рекомендуем владельцам всех автозаправочных станций установить КПУ, а также в случае технической готовности объектов подключится к Системе учета отдельных видов нефтепродуктов, составив договор с Акционерным обществом “Национальные информационные технологии”.

А также совершенствуя информационную технологию разработаны способы оплаты в онлаин режиме предоставляем информацию по регистрации:

Место предоставления услуги:

1. Перейти по кнопке “Заказать услугу онлайн”.

2. Заполнить и отправить заявку (ЭЦП не требуется). Сведения о задолженности появятся моментально после нажатия на кнопку “Отправить запрос”.

3. При наличии налоговой задолженности вы можете оплатить задолженность онлайн.

1. Передача в электронном виде сведений об отсутствии задолженности.

В век развитых технологий появился хороший вариант – можно оплатить налоги через интернет. Как на имущество, так и социальный, земельный , рентный и др.

Теперь не нужно тратить время и силы, даже не приходится выходить из дома или офиса, чтобы решать финансовые вопросы. Либо, наоборот, вдали от родных мест можно осуществлять необходимые платежи посредством глобальной сети. Это очень удобно, просто, комфортно и быстро.

Можно выбрать удобный способ, чтобы заплатить налоги, – через сайт, мобильное приложение или терминал. Более подробную информацию можно узнать на сайте Egov.kz.

Учитывая вышеизложенные изменения в налоговом кодексе в 2018 году, имеет место напомнить о переходе выписки счетов фактур полностью на электронную версию который вступит в силу с 01.01.2019г. доводим до Вашего сведения, что с 1 января 2019 года согласно Налоговому кодексу для всех плательщиков НДС предусмотрена обязательная выписка счетов – фактур в электронном виде при реализации товаров, работ, услуг. Так, в городе Алматы более 25 тысяч плательщиков НДС, из них на сегодняшний день зарегистрированы в информационной системе “Электронные счета – фактуры” более 19 тысяч налогоплательщиков.

Однако, порядка 6 тысяч плательщиков НДС не состоят в информационной системе “Электронные счета – фактуры” или 24%.

В связи с чем, Департамент государственных доходов по Алматы напоминает о том, что до конца года осталось менее 3-х месяцев, в связи с чем убедительно рекомендует всем плательщикам НДС заранее зарегистрироваться в информационной системе “Электронные счета – фактуры”.

Кроме того, обязанность по выписке ЭСФ возлагается с 1 января 2019 года на комиссионеров и экспедиторов, не являющихся плательщиком налога на добавленную стоимость, а также на налогоплательщиков, в случае реализации импортированных товаров.

Узнайте больше о технологиях разведки и добычи нефти, российских и международных проектах «Газпром нефти»

«Газпром нефть» реализует нефтепродукты, произведенные на собственных предприятиях: бензин, дизтопливо, автомобильные масла, авиакеросин, бункерное топливо и битумные материалы

Успешно выполняемая программа модернизации НПЗ компании обеспечивает высокую эффективность переработки нефти

Продукция «Газпром нефти» экспортируется в более чем 50 стран мира

Качественное топливо, сопутствующие товары и неизменно высокий уровень обслуживания

«Газпром нефть» поставляет широкий спектр нефтепродуктов для различных сфер применения

Все бренды «Газпром нефти» объединяет высокое качество продуктов и отличный сервис

Стратегия инновационного развития компании, техстратегия блока разведки и добычи

Разработка новых видов катализаторов, твердокислотное алкилирование

Зеленая сейсмика, высокоточная сейсмика и электроразведка, поиск новых нефтеносных регионов

Производство модифицированного битума и новых битумных продуктов

Технический предел, системы геонавигации и сопровождение бурения, роторные управляемые системы

Энергообеспечение активов, полезное использование ПНГ, геотермальные станции в Сербии, ветропарк NIS

Высокотехнологичное бурение, многостадийный гидроразрыв пласта

«Газпром нефть» и ее дочерние общества представляют собой вертикально интегрированную нефтяную компанию

Анализ и сравнение производственных и финансовых показателей

Операционные и финансовые данные с 1998 г. по настоящее время

Будьте в курсе всех IR событий компании

Данные для индивидуальных владельцев акций и держателей депозитарных расписок компании

Прозрачность финансовой информации — ключевой принцип компании

Все обновления официальных аккаунтов компании в едином агрегаторе

«Газпром нефть» успешно следует принципам устойчивого развития и социальной ответственности.

Комплексная программа социальных инвестиций «Газпром нефти»

«Газпром нефть» реализует масштабную программу по поддержке и развитию спорта.

Бережное отношение к окружающей среде — один из главных приоритетов компании.

Крупнейший в Европе детский хоккейный турнир

Компания последовательно работает над повышением эффективности программ кадрового развития, социальной поддержки сотрудников

Компания стремится обеспечить постоянное повышение уровня безопасности.

Фестиваль учрежден известным сербским режиссером Эмиром Кустурицей в 2013 году. «Газпром нефть» выступает генеральным партнером фестиваля.

Работая с нами, ты создаёшь результат, которым сможешь по праву гордиться!

Старт карьеры в «Газпром нефти» — это залог твоего будущего успеха и становления как профессионала нефтегазовой отрасли.

Работа в «Газпром нефти» — это участие в масштабных проектах и решение интересных профессиональных задач.

Узнайте, как стать поставщиком компаний Группы «Газпром нефть», какова структура закупочного процесса и порядок прохождения квалификации.

Информация для потенциальных покупателей невостребованного и неликвидного имущества.

Мы готовы выстраивать взаимовыгодные отношения на долгосрочной основе с надёжными ключевыми партнерами. Информация об организационной структуре закупочной функции поможет найти необходимые контакты и начать профессиональный диалог.

Сотрудничество с «Газпром нефтью» способно открыть новые возможности для поставщиков технологий и оборудования.

Углеводороды | очистка нефтяных резервуаров от нефтешлама

очистка нефтяных резервуаров от нефтешлама

Установки от экстрасенса 700х170

Метод расчета объемов образования отходов

Разработан: ИТЦ Компьютерный Экологический Сервис

Разработан: Центр обеспечения экологического контроля

Утвержден: ИТЦ Компьютерный Экологический Сервис 01.01.1999

СБОРНИК МЕТОДИК
ПО РАСЧЁТУ ОБЪЁМОВ
ОБРАЗОВАНИЯ ОТХОДОВ

Методика расчёта объёмов образования отходов

Нефтешлам, образующийся при зачистке резервуаров для хранения нефтепродуктов

разработана: □ Инженерно Техническим Центром «Компьютерный Экологический Сервис»

□ Центром обеспечения экологического контроля

Расчёт количества нефтешлама, образующегося от зачистки резервуаров хранения топлива может проводиться по двум вариантам.

Для резервуаров с дизельным топливом, относящимся к нефтепродуктам 2 группы, и для резервуаров с мазутом, относящимся к нефтепродуктам 3 группы, количество образующегося нефтешлама складывается из нефтепродуктов, налипших на стенках резервуара, и осадка.

Для резервуаров с бензином, относящимся к нефтепродуктам 1 группы, в расчёте допустимо пренебречь количеством нефтепродуктов, налипших на стенках резервуара.

Масса налипшего на внутренние стенки резервуара нефтепродукта рассчитывается по формуле:

где: Кн – коэффициент налипания нефтепродукта на вертикальную металлическую поверхность, кг/м2, для нефтепродуктов 2 – 3 группы

Площадь поверхности налипания вертикальных цилиндрических резервуаров определяется по формуле:

Площадь поверхности налипания горизонтальных цилиндрических резервуаров определяется по формуле:

L – длина цилиндрической части резервуара, м.

где: r – радиус цилиндрической части резервуара, м;

L – длина цилиндрической части резервуара, м;

а – длина образующей конической части резервуара, м.

для резервуаров со сферическими днищами:

где: r – радиус цилиндрической части резервуара, м;

L – длина цилиндрической части резервуара, м;

h – высота сферического сегмента резервуара, м.

Масса осадка в вертикальном цилиндрическом резервуаре определяется по формуле:

Масса осадка в цилиндрическом горизонтальном резервуаре определяется по формуле:

где: b – длина дуги окружности, ограничивающей осадок снизу, м;

а – длина хорды, ограничивающей поверхность осадка сверху, м.

h – высота осадка, м, (принимается по данным инвентаризации);

Расчёт количества нефтешлама, образующегося от зачистки резервуаров хранения топлива с учётом удельных нормативов образования производится по формуле:

где: V – годовой объём топлива, хранившегося в резервуаре, т/год;

k – удельный норматив образования нефтешлама на 1 т хранящегося топлива, кг/т,

· для резервуаров с бензином k = 0.04 кг на 1 т бензина,

· для резервуаров с дизельным топливом k = 0.9 кг на 1 т дизельного топлива,

· для резервуаров с мазутом k = 46 кг на 1 т мазута

► Бензин-растворитель (для лакокрасочной промышленности)

► Топливо дизельное экологически чистое «ДЛЭЧ-1»

► Топливо дизельное утяжелённого фракционного состава

► Термостабильное топливо для реактивных двигателей

► Масла моторные автомобильные для карбюраторных двигателей

Нормы технологических потерь нефтепродуктов при зачистке горизонтальных резервуаров, кг

Когда парафинистые нефти хранятся в резервуарных ёмкостях (особенно если те имеют большой объём), происходит образование и накопление донных отложений. Их количество в год иногда составляет до четверти полезного объёма резервуаров. Наличие на днищах подобных осадков приводит, во-первых, к недоиспользованию ёмкости нефтяных резервуаров и, во-вторых, к возникновению коррозионно-опасных водяных линз под осадком, а также к затруднению в обследовании состояния резервуара.

Накопление донных отложений, помимо снижения полезного объёма резервуара, становится причиной осложнения процесса эксплуатации резервуаров, увеличивает материальные затраты в системе транспорта и хранения. В итоге технико-экономические показатели работы нефтяных резервуаров и транспортной системы в целом снижаются. Чтобы повысить эффективность использования резервуарных ёмкостей, нужно бороться за сохранение полезного объёма нефтяных резервуаров, используя способы очистки резервуаров, в том числе, предлагаемые компанией buchengroup.ru.

Проблема очистки резервуаров имеет два решения.

Проведение работ по очистке резервуара.
Очистные работы имеет смысл проводить тогда, когда осадок со временем уплотняется и уже с трудом поддаётся размыву.

Принятие мер по предотвращению накопления осадка.
Они включают в себя использование одного из следующих видов оборудования:

электромеханических мешалок типа «Тайфун», НХ63.00.000;
струйных гидравлических смесителей;
веерных сопел.
ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродук­ты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение» устанавливает периодичность очистки резервуаров с нефтепродуктами. Согласно ему, нефтяные резервуары очищаются при необходимости (освобождение от высоковязких осадков; освобождение от прифорных отложений; проведение диагностики резервуара).

Способы очистки резервуаров и ёмкостей делятся на 3 вида: ручной способ; механический (механизированный) способ; механизированный способ с применением моющих средств.

При ручном способе очистки из ёмкости удаляют твёрдые остатки, затем пропаривают её, промывают горячей (30–50 °С) водой из пожарного ствола (при давлении 0,2–0,3 МПа). Промывочную воду, в которой присутствуют нефтешламы (нефтеостатки), откачивают с помощью насоса.

При механизированном способе очистки отмывание загрязнённых поверхностей происходит под горячей или холодной водой, которая подаётся под давлением через специальные моечные машинки – гидромониторы. Такой способ очистки ощутимо сокращает время очистки, а также уменьшает простой резервуара, снижает объём тяжелых и вредных для здоровья человека операций, и, наконец, снижает стоимость процесса очистки резервуара. Но механизированный способ очистки имеет и недостатки: большой расход тепловой энергии на подогрев холодной воды, а также сравнительно большие потери легких фракций и необходимость откачки загрязнённой воды на очистные сооружения.

Химико-механизированный способ очистки резервуаров с применением растворов моющих средств характеризуется незначительной степенью применения ручного труда и способствует повышению интенсивности процесса очистки и качества данной очистки. Но и этот способ имеет недостатки, которые ограничивают возможности его практического применения: это необходимость использования специального реагента и дальнейшая очистка растворов моющих средств от нефтешламов. При технологиях, когда в качестве моющего средства применяется нефть, решается проблема регенерации промывочного раствора, а вместе с тем и утилизации нефтеостатков (путём сбора их в системе транспорта нефти).

Технические моющие средства должны обладать следующими качествами:

обеспечивать в относительно короткое время высокое качество очистки поверхности металла;
иметь простую технологию проведения работ при высокой степени автоматизации;
многократно использоваться по системе замкнутого цикла;
быть негорючими и взрывобезопасными в условиях использования;
не вызывать коррозии металла;
способствовать регенерации промывочных растворов и утилизации отмытых нефтеостатков;
быть выгодными экономически и технологически;
обладать биологической разлагаемостью и нетоксичностью.
Если в качестве моющего средства используется нефть, то в целях пожарной и взрывобезопасности необходимо обеспечить насыщение углеводородов в резервуаре выше, чем предел взрывоопасности, а также исключить нарушение концентрации за счёт подсоса воздуха.

Размыв и удаление парафинистого осадка может осуществляться двумя способами: раздельным или совмещённым. Раздельный способ представляет собой последовательное осуществление операций по заполнению резервуара через систему и последующему его опорожнению через приёмо-раздаточный патрубок. В данном случае при заполнении резервуара через систему происходит взвешивание, а при опорожнении – удаление из резервуара донного осадка. Совмещённый способ представляет собой одновременное проведение этих двух операций (заполнение резервуара через систему и его опорожнение через приемо-раздаточный патрубок). В таком случае и взвешивание, и удаление осадка происходит в одно и то же время.

Какой способ предотвращения накопления и удаления парафинистого осадка лучше выбрать? Это зависит от особенностей проведения технологических операций приёма, хранения и откачки из резервуаров нефти. Раздельный способ рекомендуют применять тогда, когда перерыв между операциями приема и откачки не превышает 4–6 часов. Причём наибольший эффект достигается в том случае, когда размыв производится перед каждой откачкой или в ходе процесса откачки.

Бочки, цистерны, резервуары – что только в них не перевозится, не хранится и не перерабатывается! И не единожды, а многократно.

С течением времени все это оседает на днище и стенках, медленно накапливается, уменьшая полезный объём тары, разъедая коррозией корпус, сокращая ему продолжительность службы и ухудшая свойства товара.

Сколько человеческих трагедий происходит каждый год по всему миру в результате утечек химических веществ.

Значит, без помощи бригады специалистов-чистильщиков, умеющих работать на высшем уровне, не обойтись.

Ведь непрофессионализм или небрежность чреваты:

  • воспламенением;
  • взрывом;
  • отравлением ядовитыми парами.

Виды осадка разнообразны. Сырая нефть, гудрон, битум, мазут оставляют после себя нефтешлам – плотную массу из парафина, ржавчины, смол и грязи. Бензин, керосин, дизтопливо – минеральные загрязнения и влагу, а сжиженный газ ещё и примесь газового конденсата.
Поэтому необходима подготовительная работа, прежде чем приступить к исполнению основной.

В первую очередь обращается внимание на те контейнеры, которые:

  • находятся в аварийном состоянии;
  • быстро разрушаются из-за низкого качества стали;
  • служат более 20 лет.

Так как работа относится к категории повышенной опасности, на нее выдаётся наряд-допуск.

  • задача чистки (удаление остатков продукта, полный/частичный осмотр ёмкости, ремонт и пр.);
  • количество отложений;
  • их тип и химический состав;
  • конструкционные особенности емкости (форма, размер, наличие креплений для обмывающего оборудования и т.д.);
  • его срок эксплуатации.

На основе полученного анализа избирается один из способов действия:

Однако сначала из выбранной ёмкости в запасную насосом перекачивается последняя жидкость. Опустевшая цистерна дегазируется распылением в ней технического моющего средства (ТМС), чтобы снизить уровень взрывоопасности скопившихся газов. Дополнительная обработка раствором перманганата калия, уменьшающим в них содержание тетраэтилсвинца, нужна после хранения этилированного бензина.

Для принудительного проветривания устанавливается вентилятор, чтобы концентрация вредных испарений опустилась до приемлемой.

Затвердевший остаток вручную убирается инструментами (лопатками, скребками, щётками) – неметаллическими или выполненными из цветного металла.

Вода – обязательный атрибут при любом методе:

  • ею заливают застывший фосфор, разбивают его и выбирают вёдрами;
  • оставшуюся в баках кислоту нейтрализуют и промывают их большим объёмом воды;
  • горячей водой обмывают вагоны под сыпучие грузы и резервуары вообще, а затем сушат паром;
  • ТМС также на водной основе.

То, что не очистилось, пропаривается часа 2-3 (бывает и дольше), а затем смывается водяным напором и откачивается. Снова производится дегазация и замер газоанализатором концентрации токсических веществ.

Санитарные нормы паров (резервуар для нефтепродуктов):

  • 100 мг/м3 – бензина;
  • 10 мг/м3 – сероводорода;
  • 0,005 мг/м3 – тетраэтилсвинца.

После полной очистки от нефтепродуктов внутренняя часть резервуара может быть насухо вытерта мешковиной или сухими древесными опилками, которые также убираются по завершении процесса. Стоки направляются на утилизацию в отстойник. После этого может быть произведена переработка нефтепродуктов.

Механизирование существенно снижает долю человеческого труда, затраты времени на него и повышает безопасность и качество очистки.

Гидромонитор – специальный моечный аппарат, который нагретой водяной струёй высокого давления размывает твёрдые отложения и превращает их в жидкое месиво, пригодное для откачки.

Используется как отдельно, так и в составе современных передвижных сухопутных, плавающих очистных комплексов с закрытым, безотходным и экологически чистым циклом функционирования.

Роль человека сведена лишь к управлению им. Оптимальное давление подачи технического моечного средства на поверхность нефтяного слоя не создаёт брызг, которые могут насытиться статическим электричеством и вызвать взрыв.

Новые моющие растворы не только хорошо очищают поверхность, но и участвуют в переработке отходов, выдавая рыночный продукт. Мытьё одного лишь танкера может дать до 300 тонн нефти. Промытый и обеззараженный нефтешлам годится для строительства.

Есть несколько способов добычи природного газа. Подробнее о них вы можете прочитать в этой статье.

Загрязнение почвы может привести к вымиранию человечества. Почему этой так опасно, читайте по http://greenologia.ru/eko-problemy/zagryaznenie-pochvennogo-sloya.html ссылке.

По завершении всех операций составляется акт сдачи-приёмки работы. В нём указывается (как пример):

  • номер резервуара;
  • вид нефтепродукта, от которого очищали;
  • для какого предназначен;
  • оценка качества работы.

Даётся заключение о соответствии ёмкости ГОСТ 1510-84 и пригодности для наполнения продукцией. Вывоз отходов согласовывается с местными органами пожарной службы и санэпидемиологического надзора.

Как видим, занятие очисткой резервуаров – дело непростое, опасное для здоровья, а то и жизни. Не стоит относиться к нему легкомысленно!

Правила технической эксплуатации резервуаров, 2004 г:

  • полное обследование – 1 раз в 10 лет;
  • частичное – не менее 1 раза в 5 лет.
  • для ГСМ – раз в год;
  • для автобензина, парафина, дизтоплива – 1 раз в 2 года;
  • для бензинов: прямогонного, авиационного; масла и его составляющих; реактивного топлива – 2 раза в год.

Бесперебойная работа нефтебаз, автозаправочных станций, теплоэлектростанций и так далее зависит от чистоты резервуаров. Регулярная зачистка РВС и РГС от нефтешламов, донных отложений, нефтепродуктов, влаги, смоляных осадков и различных примесей обеспечит бесперебойную работу предприятия и АЗС.

От состояния резервуара зависит не только стабильная работа, но и качество нефтепродуктов. Кроме того контроль состояния резервуаров и их чистка является обязательным требованием при их эксплуатации.

Чистку проводят согласно нормативным документам регулирующим выполнение операции, а также согласно требованиям охраны труда и различных охранных инстанций.

Периодичность чистки резервуаров нефтепродуктов РГС и РВС определяется ГОСТ 1510-84. Зависит от вида хранимых нефтепродуктов, технического состояния цистерны и от условий хранения нефтепродуктов. Наиболее частая чистка проводится только для резервуаров, где хранится топливо, требующее высокие показатели чистоты. К такому топливу относится топливо для реактивных двигателей, прямогонные бензины, масла и компоненты масел, а также авиационные бензины. При таких условиях чистка должна проводиться не реже 2 раз в год.

Смазочные материалы и присадки нуждаются в чистке, периодичностью 1 раз в год. Еще реже подвергаются чистке цистерны, хранящие дизельное топливо, автомобильный бензин и парафин. Такие цистерны чистят с периодичностью один раз в два года. Резервуары с мазутом чистят по мере необходимости, для поддержания емкости в состоянии, регламентируемом нормативным документом.

Для каждого отдельного случая имеется перечень мер предосторожности, а также мер для зачистки резервуара.

Обслуживание РВС и РГС включает несколько этапов.

Прежде всего, процедуре зачистки должны подвергаться емкости, нуждающиеся в срочном обследовании. Этому способствует ряд причин:

  • аварийное состояние резервуара,
  • срок эксплуатации емкости превысил 20 лет,
  • резервуар выполнен из быстро разрушаемых материалов.

Сам процесс зачистки состоит из последовательно выполняемых операций, которые характерны при чистке резервуара хранящего определенный вид вещества.

Основные этапы при зачистке резервуара:

  1. Проводятся подготовительные работы;
  2. Удаляется нефтешлам;
  3. Проводят предварительную дегазацию емкости;
  4. Моют и зачищают внутренние стенки резервуара;
  5. Очищают резервуар от донных отложений;
  6. Проводят окончательную очистку емкости;
  7. Проводится контрольная проверка качества зачистки.

Дегазацию проводят для понижения взрывоопасности. Она осуществляется с помощью естественной или технологической вентиляции. Мойка внутренних стенок резервуара, довольно кропотливое дело, но специальные машины в разы его упрощают. Такие машины называются машинами-гидромониторами. Воду, которой мыли стены резервуара, выкачивают насосами. Затем очищают в отстойниках и утилизируют. Донные отложения, которые не удается выбрать насосом, очищаются вручную. Помощником в этом деле выступают специальные машины и механизмы.

Зачистка резервуара – ответственное и сложное дело. Для его выполнения оформляется наряд-допуск, который выполнен в виде письменного разрешения. Зачистка, сбор остатков нефтепродуктов, утилизация остатков нефтепродуктов и веществ используемых при зачистке должны выполняться специалистами, с аккредитацией в сфере пожарной безопасности.

К зачистке резервуаров допускаются только специализированные бригады, состоящие из квалифицированных и аккредитованных работников. В их обязанности входит не только зачистка резервуара, но и оценка технического состояния резервуара и его ремонт. Данные обследования фиксируются в отчете и документируются. После чего составляется заключение о техническом состоянии резервуара.

Модульный комплекс обслуживания АЗС (АЗК) «СОВа».

Углеводороды | купить модульный нпз

купить модульный нпз

Установки от экстрасенса 700х170

Модульная картина из четырех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из пяти х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из пяти х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из пяти х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из четырех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из пяти х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из двух х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из двух х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из двух х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из двух х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из двух х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из двух х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из трех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

Модульная картина из четырех х частей. Нажмите на фото чтобы купить

  • Закажите бесплатную цветопробу
  • Закажите сегодня, но оплачивайте в момент получения
  • Доставка “до двери”
  • Получите консультацию дизайнера
  • Мы используем только экологически безопасные чернила
  • Мы используем только акриловое стекло
  • Гарантия на постеры – 5 лет
  • У нас есть бесплатная доставка
  • Продажа постеров осуществляется физическим и юридическим лицам. Постеры на стену изготавливаются на заказ.

    Продажа постеров осуществляется физическим и юридическим лицам.Постеры на стену изготавливаются на заказ.

    Московский нефтеперерабатывающий завод был построен в 30-х годах прошлого века. С тех пор он стал крупнейшим предприятием топливно-химического профиля и поставщиком нефтепродуктов на отечественный рынок. Завод играет особенно важную роль в промышленной инфраструктуре Москвы и Московской области. Все это обуславливает высокие требования, которые предоставлены не только к качеству продукции, но и организации производства на предприятии.

    Сегодня Московский НПЗ поставляет на рынок столичного региона моторное топливо, топочный мазут, полипропилен, битум и другие нефтепродукты высочайшего качества. Объем его перерабатывающей мощности поражает своими масштабами — свыше 12 тысяч тонн в год. Благодаря этому, завод входит в десятку крупнейший российских предприятий подобного профиля.

    Но Московский НПЗ выделяется не только обширными объемами переработки нефти. Его основные характеристики — современность и экологическая безопасность. В настоящее время предприятие располагает высокотехнологичными установками, обеспечивающими высокий процент очистки и облагораживания топлива.

    Компания «Евро Снаб» сотрудничает с базой Московского НПЗ уже долгое время. Мы наладили непрерывную систему поставки и отгрузки нефтепродуктов, а это самым лучшим образом сказывается на стоимости товара и сроках его доставки.

    Контакты:
    Адрес: 109429, Москва, м-р Капотня, 2 квартал, д. 1, корп. 3
    ОАО «Газпромнефть – Московский НПЗ»
    Телефон: +7(495) 734-92-00

    Взрывозащищённые всепогодные настенные утепленные электрообогреваемые термошкафы ГТГ-ШКАФ предназначены для установки внутри них различного оборудования (расходомеров, датчиков давления и температуры, преобразователей, регуляторов и другого измерительного и аналитического), работающих в ограниченном температурном диапазоне, работающих во взрывоопасных зонах и в тяжёлых погодных условиях. Взрывозащищенные всепогодные утепленные электрообогреваемые настенные шкафы ГТГ-ШКАФ отвечают всем нормам, требованиям и правилам, предъявляемым к электрооборудованию в химической, нефтеперерабатывающей, горнодобывающей промышленности, а также в других отраслях, где присутствует взрывоопасная атмосфера, не содержащая едких паров и газов в концентрациях, вызывающих разрушение металла и изоляции.

    Температуру внутри термошкафа ГТГ-ШКАФ повышает нагреватель взрывозащищённого исполнения с дополнительным автоматическим устройством контроля температуры. Управление нагревательным элементом и ввод питания осуществляется через взрывозащищённые коробки КСРВ, при необходимости блоки управления подогревом устанавливаются снаружи обогреваемого термошкафа, экономя место внутри термошкафа под оборудование заказчика. Таким образом обеспечивается полная взрывозащита системы обогрева термошкафа. При изменении наружной температуры воздуха в диапазоне от -60°С до +45°С, температура внутри корпуса термошкафа, при включенном терморегуляторе, находится в пределах от +5°С до + 45°С без конденсации влаги.

    Для удобства использования крышки термошкафов крепятся к корпусу на петлях и закрываются замками.

    По требованию заказчика термошкафы ГТГ-ШКАФ могут быть оснащены смотровыми окноми. Размеры окон зависят от типа используемой коробки и места установки термошкафов.

    В зависимости от потребностей заказчика температура внутри термошкафа может регулироваться с помощью различных типов термостатов или с помощью автоматизированной системы на базе программируемого логического контроллера.

    Для обеспечения качественной теплоизоляции внутренние стенки термошкафа покрываются специализированным слоем сверхлёгкого теплостойкого металлизированного армированного утеплителя или для усиления теплоизоляции дополнительное покрытие экструзионным вспененным полимером.

    Взрывозащита обеспечивается за счет установки в корпус термошкафа взрывозащищенных компонентов.

    Область применения – взрывоопасные зоны помещений и наружных установок, и рудники, неопасные по газу или пыли, согласно маркировке взрывозащиты, ГОСТ 30852.13-2002 (МЭК 60079-14:1996) и зоны, опасные по воспламенению горючей пыли, по ГОСТ IEC 61241-3-2011, опасные производственные объекты I, II, III, IV классов опасности, поднадзорные Ростехнадзору РФ и национальным техническим надзорам стран ТС и СНГ.

    Со дня выпуска первой продукции.

    Первая пробная партия товарной продукции на Антипинском НПЗ, основном производственном предприятии ГК “Новый Поток”, была получена 12 лет назад. Торжественное мероприятие, приуроченное с этому событию, прошло на заводе.

    Как сообщили “Уралинформбюро” в пресс-службе New Stream Group, лучшим работникам пр были вручены почетные грамоты и благодарности руководства Антипинского НПЗ. Кроме того, торжественно была открыта обновленная доска почета с портретами 20 сотрудников, добившихся значительных успехов в производственной деятельности.

    С поздравительной речью перед коллективом выступил генеральный директор АО “Антипинский НПЗ” Геннадий Лисовиченко. Глава завода отметил, что одним из ключевых событий минувшего года стал успешный запуск производства автомобильного бензина.

    “Сегодня Антипинский НПЗ – современный динамично развивающийся завод, производственный флагман New Stream Group. За минувший год нам удалось достичь всех поставленных руководством Группы компаний целей и создать хороший задел на будущее. Уверен, что впереди нас ждут большие перспективы и новые победы, ведь с каждым производственным рекордом, с каждым реализованным инвестпроектом мы приобретаем бесценный опыт, совершенствуемся и развиваемся”, – подчеркнул Геннадий Лисовиченко.

    Группа компаний “Новый Поток” учреждена Дмитрием Мазуровым более 10 лет назад. В рамках стратегического партнерства в нее входят предприятия, осуществляющие нефтепереработку, транспортировку и реализацию нефтепродуктов на внешнем и внутреннем рынках. Кроме того, в New Stream Group входит компания, владеющая месторождениями в Оренбургской области.

    Базовым нефтеперерабатывающим предприятием New Stream Group является Антипинский НПЗ, установленная мощность переработки которого превышает 9 миллионов тонн в год, а глубина переработки достигла рекордных для России 98%, что позволило предприятию полностью отказаться от производства мазута. Завод подключен к магистральным нефтепроводу и продуктопроводу. Качество дизельного топлива, выпускаемого Антипинским НПЗ, соответствует стандарту Евро-5.

    Присоединяйтесь к нашему каналу в Telegram для быстрого доступа к новостям!