Добыча транспортировка и переработка нефти

Топливные ресурсы обеспечивают энергией не только всю промышленность любой страны мира, но и практически все сферы человеческой жизнедеятельности. Важнейшей частью топливно-энергетического комплекса России являются нефтяной и газовый сектор.

Нефтегазовая отрасль – это обобщенное название комплекса промышленных предприятий по добыче, транспортировке, переработке и распределению конечных продуктов переработки нефти и газа. Это одна из мощнейших отраслей Российской Федерации, в значительной степени формирующая бюджет и платежный баланс страны, обеспечивающая валютные поступления и поддержание курса национальной валюты.

Началом формирования нефтяного промысла в промышленную отрасль принято считать 1859 год, когда в США для добычи нефти впервые было использовано механическое бурение скважин. Сейчас практически вся нефть добывается посредством скважин лишь с разницей эффективности получения. В России извлечение нефти из пробуренных скважин началось в 1864 году на Кубани. Дебет добычи на тот момент составлял 190 т в сутки. С целью увеличения прибыли большое внимание уделялось механизации извлечения, и уже в начале 20-го века Россия заняла лидирующее место по добыче нефти.

Первыми основными районами по извлечению нефти в Советской России были Северный Кавказ (Майкоп, Грозный) и Баку (Азербайджан). Эти истощающиеся старейшие месторождения не удовлетворяли нужды развивающейся промышленности, и были приложены существенные усилия для открытия новых месторождений. В результате были введены в эксплуатацию несколько месторождений в Средней Азии, Башкирии, Пермской и Куйбышевской областях, была создана так называемая Волго-Уральская база.

Объем добываемой нефти достиг 31 млн тонн. В 60-х годах количество добываемого черного золота выросло до 148 млн тонн, из которых 71% приходился именно на Волго-Уральский регион. В 70-е годы были открыты и введены в эксплуатацию месторождения Западно-Сибирского бассейна. С разведкой нефти было обнаружено большое количество залежей газа.

Нефтегазовая отрасль оказывает существенное влияние на экономику России. В настоящее время это основа для формирования бюджета и обеспечения функционирования многих других отраслей экономики. Стоимость национальной валюты во многом зависит от мировых цен на нефть. Добываемые в РФ углеродные энергоресурсы позволяют полностью удовлетворить внутренний спрос в топливе, обеспечивают энергетическую безопасность страны, а также вносят существенный вклад в мировое энергосырьевое хозяйство.

Российская Федерация располагает огромным углеводородным потенциалом. Нефтегазовая отрасль России входит в число ведущих в мире, полностью обеспечивает внутренние текущие и перспективные потребности в нефти, природном газе, продуктах их переработки. Значительное количество углеводородных ресурсов и их продуктов поставляется на экспорт, обеспечивая пополнение валютного запаса. Россия занимает второе место в мире по объему запасов жидких углеводородов с долей порядка 10%. Запасы нефти разведаны и освоены в недрах 35 субъектов РФ.

Существует несколько структурных основных процессов, из которых состоит нефтегазовая отрасль: промышленности по добыче нефти и газа, транспортировки и переработки.

    Добыча углеводородов – сложный процесс, включающий в себя разведку месторождений, бурение скважин, непосредственно добычу и первичную очистку от воды, серы и других примесей. Добычей и перекачкой нефти и газа до узла коммерческого учета занимаются предприятия или структурные подразделения, в инфраструктуру которых входят дожимные и кустовые насосные станции, установки сброса воды и нефтепроводы. Транспортировка нефти и газа от мест добычи до узлов учета, на перерабатывающие предприятия и конечному потребителю осуществляется при помощи трубопроводного, водного, автомобильного и железнодорожного транспорта. Трубопроводы (промысловые и магистральные) являются наиболее экономичным способом транспортирования углеводородов, несмотря на весьма дорогостоящие сооружения и обслуживание. Трубопроводным транспортом нефть и газ перемещаются на большие расстояния, в том числе и разные континенты. Транспортировка по водным путям с использованием танкеров и барж с водоизмещением до 320 тыс. тонн осуществляется в междугородних и международных сообщениях. Железнодорожный и грузовой автотранспорт также может быть использован для перевозок сырой нефти на большие расстояния, но наиболее экономически эффективен на относительно коротких маршрутах. Переработка сырых углеводородных энергоносителей производится с целью получения различных типов нефтепродуктов. Прежде всего, это разные виды топлива и сырье для последующей химической переработки. Процесс осуществляется на нефтеперерабатывающих предприятиях НПЗ. Конечные продукты переработки, в зависимости от химического состава, подразделяются на разные марки. Завершающей стадией производства является смешение различных полученных компонентов с целью получения необходимого состава соответствующего определенной марке нефтепродукта.

Нефтегазовая отрасль России включает в себя 2352 разрабатываемых месторождения нефти. Крупнейшим нефтегазовым регионом России является Западная Сибирь, на нее приходится 60% всего добываемого черного золота. Значительная часть нефти и газа добывается в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах. Объем добычи продукта в других регионах РФ:

Доля Западной Сибири в добыче природного газа достигает почти 90%. Самые большие залежи (порядка 10 трлн кубических метров) приходится на Уренгойское месторождение в Ямало-Ненецком Автономном округе. Объем добычи газа в других регионах РФ:

Задача переработки превратить сырую нефть и газ в товарную продукцию. Продукты нефтепереработки включают в себя топочный мазут, бензин для транспортных средств, топливо для реактивных двигателей, дизельное топливо. Процесс нефтепереработки включает в себя дистилляцию, вакуумную дистилляцию, каталитический риформинг, крекинг, алкилирование, изомеризацию и гидроочистку.

Обработка природного газа включает сжатие, амин-очистку, гликолевую осушку. Процесс фракционирования подразумевает разделение потока сжиженного природного газа на составные части: этан, пропан, бутан, изобутан и газовый бензин.

Изначально все крупнейшие нефтегазовые месторождения разрабатывались исключительно государством. На сегодняшний день данные объекты доступны для использования частными компаниями. Всего нефтегазовая отрасль России насчитывает более 15 крупных добывающих предприятий, среди которых известные «Газпром», «Роснефть», «Лукойл», «Сургутнефтегаз».

Крупнейшими российскими компаниями в сфере добычи и переработки газа являются «Газпром» и «Новатэк». В нефтяной отрасли лидирующие позиции на рынке у «Роснефти», также ведущими компаниями являются «Лукойл», «Газпром Нефть» и «Сургутнефтегаз».

По количеству доказанных запасов нефти Российская Федерация занимает шестое место в мире. Доказанными запасами считаются те, которые возможно добыть с использованием современных технологий. Лидирующую позицию в мире занимает Венесуэла. Количество запасов нефти в этой стране – 298 млрд баррелей. Доказанные запасы природного газа в России составляют 47,6 трлн кубических метров. Это первый показатель в мире и 32% от всего мирового объема. Вторым поставщиком газа в мире являются страны Ближнего Востока.

Нефтегазовая отрасль в мире позволяет решать важные экономические, политические и социальные задачи. При благоприятной конъюнктуре на мировых рынках энергоносителей многие поставщики нефти и газа за счет выручки от экспорта реализуют значительные инвестиции в национальную экономику, демонстрируют исключительную динамику роста. Наиболее наглядными примерами можно считать страны Юго-Западной Азии, а также Норвегию, которая при низком индустриальном развитии, благодаря запасам углеводородов, стала одной из самых благополучных стран Европы.

Нефтегазовая отрасль Российской Федерации во многом зависит от поведения на рынке главных конкурентов по добыче: Саудовской Аравии и США. Само по себе общее количество добытых углеводородов не определяет мировые цены. Доминирующим показателем является процентное соотношение добычи в отдельно взятой нефтяной державе. Себестоимость добычи 1 барреля в разных странах-лидерах по добыче существенно различается: самая низкая на Ближнем Востоке, самая высокая в США. При разбалансировании объема нефтедобычи цены могут изменяться как в одну, так и в другую сторону.

Http://fb. ru/article/263751/neftegazovaya-otrasl-rossii

Нефть (греч. ναφθα, или через тур. Neft , от персидск. Нефт ; восходит к аккад. Напатум — вспыхивать, воспламеняться) — горючая маслянистая жидкость, являющаяся смесью углеводородов, красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочной оболочке Земли; на сегодня — одно из важнейших для человечества полезных ископаемых.

Нефтедобыча — отрасль экономики, занимающаяся добычей природного полезного ископаемого — нефти. Нефтедобыча — сложный производственный процесс, включающий в себя геологоразведку, бурение скважин и их ремонт, очистку добытой нефти от воды, серы, парафина и многое другое.

Россия обладает одним из самых больших в мире потенциалов топливно-энергетических ресурсов. На 13% территории Земли, в стране, где проживает менее 3% населения мира, сосредоточено около 13% всех мировых разведанных запасов нефти. Так как Россия богата нефтяными запасами, то существует определённые механизмы добычи нефти, её переработки и транспортировки.

По способам современные методы добычи флюидов или скважинной жидкости (в т. ч. нефти) делятся на:

Фонтанный способ добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, как уже отмечалось выше, является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти, особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти, кроме того, является наиболее дешевым. Он обладает рядом преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации скважин, таких как:

-возможность регулирования режима работы скважины в широких пределах;

-удобства выполнения исследований скважин и пласта с применением практически всех современных методов;

-значительная продолжительность межремонтного периода работы ( МРП) скважины и др.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, из которых добывается нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью нефтегазоводонасыщенных пород, пластовыми температурой, продуктивностью пласта и т. д.

1 – пласт; 2 – интервал перфорации; 3 – штуцер забойный; 4 – отсекатель; 5 – колонная головка; 6, 8 – манометры; 7 – лубрикатор; 9-77, 75 – задвижки; 12 – устьевой штуцер; 13 – крестовина; 14 – катушка; 16 — импульсная линия; 17 — НКТ; 78 – пакер; 19 – воронка башмачная; 20 – колонна обсадная

В зависимости от этих факторов выбирается схема оборудования фонтанной скважины. Общая схема оборудования фонтанной скважины приведена на рис. 1.2. Основными элементами схемы являются: колонная головка 5, фонтанная арматура с лубрикатором 7 для проведения различных операций в работающей скважине, насосно-компрессорные трубы 17. Возможна установка пакера 75 или башмачной воронки 19 для устранения пульсирующей работы фонтанного подъемника. В высокопродуктивных пластах НКТ оборудуются скважинными отсекателями 4 для аварийного отключения. На фонтанной арматуре устанавливаются штуцер, предохранительные клапаны, пробоотборные устройства, приборы контроля.

При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.

Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ:

Возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;

-эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;

-эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;

-возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;

-большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;

-возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;

-простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;

-простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче [2, 9-14 и др.].

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей.

Наземное оборудование газлифтных скважин практически не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура устанавливается на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение – герметизация устья, подвеска подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа, по промывке скважины и т. д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб.

Кроме того, скважина оборудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

ЭЦН (Электрический центробежный насос)- наиболее широко распространенный в России аппарат механизированной добычи нефти.

ЭЦН — центробежный насос. ЭЦН — погружной насос Необходимость эксплуатации ЭЦН в скважине накладывает ограничения на диаметр насоса. Большинство применяемых центробежных насосов для добычи нефти не превышает 103 мм (5А габарит насоса). В то же время длина ЭЦН в сборе может достигать 50 м. Основными параметрами определяющими характеристики работы насоса являются: номинальный дебит или производительность (м3/сут) развиваемый напор при номинальном дебите (м) частота вращения насоса (об/мин)

Глубинные (скважинные) штанговые насосы (ГШН) являются наиболее распространенным видом насосов, предназначенных для подъема жидкости из нефтяных скважин.

    Насосы состоят из цельного неподвижного цилиндра с удлинителями, подвижного плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов и замка. Удлинители навертываются на цилиндр по одному с каждой стороны. Наличие удлинителей позволяет выдвигать плунжер из цилиндра при работе насоса, при этом предотвращаются отложения на внутренней поверхности цилиндра, что исключает заедание плунжера и создает благоприятные условия при проведении ремонта. Детали насосов, находящиеся под напряжением, изготовлены из высоколегированных сталей и сплавов, что обеспечивает длительную безотказную работу насосов. Герметичность посадки насосов, резьбовых соединений, полная взаимозаменяемость всех деталей насоса обеспечены высокой точностью их изготовления. По присоединительным размерам и резьбам все насосы модифицированы под отечественное скважинное оборудование.

УЭВН – вертикальный электронасосный агрегат с винтовым (сдвоенным) скважинным погружным насосом.

Цель переработки нефти (Нефтепереработки ) — производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив (автомобильных, авиационных, котельных и т. д.) и сырья для последующей химической переработки

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции.

Http://mirznanii. com/a/193264/metody-dobychi-nefti-i-eye-transportirovkapererabotka-nefti

Технология добычи нефти подразумевает использование нефтяных скважин, из которых получают смесь углеводородов, состоящую из самой нефти, попутного газа, минерализованной воды и примесей механического характера. Полученное сырье собирается с разбросанных по всей территории промыла скважин для последующей подготовки нефти к переработке, которая подразумевает разделение (очистку) углеводородного сырья на товарную нефть, нефтяной газ и пластовую воду, которую впоследствии можно снова закачивать в продуктивный пласт. Основы нефтедобычи подразумевают предварительную очистку получаемого сырья перед закачкой его в магистральную трубопроводную транспортную систему.

Сбор и подготовка нефти представляет собой единую систему технологических процессов, в котором задействованы сложные трубопроводные комплексы. Блочные системы автоматизированного оборудования и технологически связанные друг с другом аппараты. аппаратов, технологически связанных между собой.

Во время выполнения сбора и подготовки нефтяного сырья необходимо обеспечить:

    минимизацию потерь легкоиспаряющихся нефтяных фракций и попутного газа от испарительных процессов на всем пути транспортировки получаемой продукции от промысла до магистрального трубопровода; недопущение загрязнения экологии окружающей среды посредством аварийных разливов нефти и подтоварной воды; надежное функционирование каждого отдельного звена и всей технологической системы в целом; высокий уровень технико-экономических показателей.

Сбор нефти на разрабатываемых промыслах представляет собой процесс транспортировки с помощью трубопроводной системы самой нефти, подтоварной воды и попутного газа на центральный сборный пункт (ЦПС).

Такая транспортировка обеспечивается созданием в системе трубопроводов напора, который создается либо давлением на устье самой скважины, либо (в случае возникновения необходимости) – создаваемым искусственно, при помощи насосных установок, давлением.

Нефтепроводы, посредством которых нефть от скважин собирается на сборный пункт, называют сборными коллекторами, а давление в них – линейным давлением.

Конкретная схема внутрипромыслового сбора выбирается в зависимости от следующих факторов:

    природно-климатические условия месторождения; применяемая на промысле система разработки; физические и химические свойства получаемых из пласта флюидов; используемые методы и объемы получаемых пластовых жидкостей.

проведения замеров дебита каждой скважины; транспортировки получаемой продукции с помощью давления в устье скважины на максимально возможное расстояние; обеспечения максимальной герметизации системы, чтобы предотварить возможные потери легкоиспаряющихся фракций; смешивания нефтей, получаемых с разных продуктивных горизонтов; осуществить подогрев нефти, если она обладает высоким уровнем вязкости и высоким содержанием парафиновых углеводородных соединений.

На нефтяных промыслах, как правило, применяют однотрубные сборные системы, по которым получаемая пластовая продукция поступает через выкидные линии на ГЗУ (групповую замерную установку). На ГЗУ замеряются значения производительности (дебита) каждой конкретнойдобывающей скважины, а после этого по трубопроводной системе нефть, находящаяся в газонасыщенном состоянии транспортируется на ЦПС.

Кроме однотрубных, на практике используются и двухтрубные системы сбора. В этом случае продукция после прохождения ГЗУ доставляется на ДНС (дожимная насосная станция), где и происходит первичная сепарация газонасыщенного сырья (основного количества газа отделяется от самой нефти). После прохождения ДНС первично дегазированное сырье закачивается на ЦПС с помощью системы насосов, а отделенный газ попадает туда же по другой, газовой трубе, используя давление, создаваемое сепаратором ДНС (как правило, его значение – от 0,6 до 0,8 Мпа). На ЦПС газ готовят к дальнейшей транспортировке. Двухтрубные сборные системы обычно применяют на тех нефтяных месторождениях, площадь которых достаточно велика, вследствие чего давления устья не хватает для доставки получаемой из скважин продукции до центрального сборного пункта.

На некоторых месторождениях практикуется раздельный сбор сырья, добываемого из обводненных и безводных выработок. Применение таких систем позволяет продукцию, полученную с безводных скважин, доставить на ЦПС без смешивания с продукцией обводненных выработок.

Раздельные системы сбора также используются в тех случаях, когда смешивание нефтей, добытых с разных продуктивных горизонтов, нежелательно (к примеру, нежелательно смешение нефтей, в одной из которых малое содержание сероводорода, а в другой его концентрация высока). В раздельной сборной системе каждый вид получаемого сырья транспортируется до центрального пункта сбора по своему, отдельному сборному коллектору, не пересекаясь с продукцией других выработок.

Получаемое с горных выработок сырье не является «чистой» нефтью. Вместе с ней поступают такие вещества, как попутные газы, пластовые воды и твердые механические примеси. Такое сырье не является товарным. Чтобы получить товарную нефть («чистая нефть»), необходимо провести её специальную подготовку.

Она нужна потому, что наличие пластовой воды и механических примесей приводят к повышенному износу трубопроводов и применяемого на них оборудования. Для того, чтобы этого избежать, перед подачей сырья в магистральный нефтепровод производится очистка нефти. От неё отделяют попутный газ, пластовую воду и твердые механические частицы.

В сборную и подготовительную систему включены различные промысловые технические средства и установки, которые между собой соединены трубопроводами. Как правило, эта система обладает высокой степенью герметичности, что позволяет исключить испарительные потери перекачиваемых углеводородов.

Полученная пластовая жидкость, представляющая собой смесь воды, нефти и газ, сначала доставляется на замерные установки, на которых проводится количественный учет дебита каждой скважины. После них эта жидкость доставляется либо на дожимную насосную станцию, либо на установку для предварительного водосброса (УПСВ).

Первичная сепарация (дегазация) добытой продукции производится на ДНС, после чего отделенный от нефти газ по отдельным коллекторам доставляется либо непосредственно потребителю, либо на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Первично дегазированное сырье с помощью насосов центробежного типа либо подается сразу на ЦПС, либо предварительно проходит установку УПСВ.

На УПСВ сырье прогоняется через две последовательные ступени сепарации. Перед подачей в первую ступень в продукцию добавляется специальный реагент (деэмульгатор). Газ, отбираемый на обеих ступенях, доставляют на осушительный узел, после чего его можно транспортировать или до потребителя, или на ГПЗ. Жидкость после прохождения второй ступени сепарации попадает в резервуарный парк, в котором она отстаивается с целью частичного отделения механических видов примесей.

Предварительно отобранная вода на этом этапе сбрасывается и подается на БКНС (блочную кустовую насосную станцию), с помощью которой её закачивают обратно в пласт. Основная функция БКНС заключается в подготовке, учете и последующей закачке воды по необходимым направлениям посредством водораспределительных батарей (ВРБ). Именно с них вода попадает скважины нагнетательного типа.

После прохождения УПСВ или ДНС (или и того, и другого) нефть доставляется непосредственно на подготовку. Подготовка нефти производится на УПН (установка подготовки нефти) или на ЦППН (центральный пункт подготовки нефти).

Технологические процессы, проходящие на этих установках, следующие:

    вторичная одно – или двухступенчатая сепарация с разделением фаз; обезвоживание; обессоливание; стабилизация.

Первым узлом УПН/ЦППН является сепаратор. После сепарации нефть попадает в печи, где её подогревают до 50-ти градусов с добавлением реагента, после чего заливают в специальные отстойники, в которых нефтяная эмульсия разделяется на воду и нефть из-за разности их плотностей.

Воду сбрасывают в очистной резервуарный парк, в котором происходит дальнейшее её отстаивание с целью выделения с помощью сил гравитации остатков нефтепродуктов. После этого воду отправляют на БКНС. Предварительно обезвоженная нефть из этих отстойников закачивается в специальные резервуары, в которых происходит её дальнейшее разделение с водой.

В системах подготовки нефти применяются следующие виды технологического оборудования:

    двухфазные сепараторы для отделения от жидкости газов типа НГС, имеющие две ступени (если необходима более глубокая сепарация, то на УПСВ используют принцип двух последовательных ступеней, при котором очищаемая жидкость проходит сначала через одни, а затем – через второй сепаратор); нагревательные печи трубного блочного типа (ПТБ 10), которые предназначены для подогревания нефтяной эмульсии перед подачей её в блоки обезвоживания и установки обессоливания, что позволяет значительно повысить эффективность разделительного процесса, в результате которого нефть отделяется от воды; подогреватели нефти БН (блоки нагрева) – могут использоваться вместо печей для того же самого подогрева эмульсий.

Помимо технологического процесса сепарации, подготовка нефти также предусматривает проведение её обезвоживания, обессоливания и процесс удаления примесей механического характера. Все эти процессы проводятся в отстойниках, называемых аппаратами ОВД – 200. Их основное назначение – отстой получаемых эмульсий для разделения на пластовую воду и само нефтяное сырье. Перед подачей в аппараты ОВД эмульсию подогревают и добавляют в неё специальные реагенты. называемые деэмульгаторами, что значительно облегчает разделительный процесс.

Деэмульгатор представляет собой химическое вещество, которое обладает поверхностно-активным свойством, которое уменьшает значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть/вода. Это стимулирует разделение эмульсии.

Для проведения более глубокого обессоливания и обезвоживания нефти используются установки – электродегидраторы, марок ЭГ -200 -10 (цифры означают объем – 200 кубометров, и значение рабочего давления – 10 атмосфер). От отстойника типа ОВД-200 электродегидратор отличается тем, что в его конструкции предусмотрено наличие двух расположенных горизонтально электродов, на которые подают напряжение величиной до 44 киловольт.

Контроль качества получаемой после подготовки товарной нефти, а также её количественный учет, осуществляется на специализированном коммерческом объединенном узле учета. На таких учетных узлах применяются автоматические учетные системы “СМИТ”, которые позволяют проводить измерения с точностью до 0,1 процента.

Качество товарной нефти должно отвечать требованиям Государственного стандарта за номером 9965-76.

Http://neftok. ru/dobycha-razvedka/tehnologiya-dobychi-nefti. html

Экологические проблемы добычи, транспортировки и переработки нефти»

Экологические проблемы использования сырой нефти и нефтепродуктов

К числу наиболее опасных и распространенных загрязняющих гидросферу веществ относится нефть и нефтепродукты. Имеются

Данные, что в настоящее время загрязнено около 1/5 акватории океана, в воды ежегодно попадает от 30 до 50 млн. тонн нефти, а каждая тонна ее способна покрыть пленкой до 12 км 2 поверхности

Содержание нефти даже в количестве 0,05 мг/л делает воду непригодной для питья, а при концентрации 0,5 мг/л погибают многие виды организмов, связанных с водной средой. Из-за запаховых явлений изменяются пути миграции рыб и других организмов.

Особенно чувствителен к нефтяным и другим загрязнениям планктон. Гибель его лишает возможности существования многие другие организмы. Нефтяная пленка сильно изменяет отражательную способность водной поверхности, является причиной изменения температурного баланса водной поверхности.

На берег. Здесь она губит прибрежные экосистемы, играющие важную роль при очистке воды.

Разрушенные экосистемы долго не восстанавливаются. Часть нефти, впитываясь в грунты, попадает в грунтовые воды, а затем в результате круговорота вод вновь возвращается в

Источники. Длительно не разлагающиеся нефтепродукты попадают в океанические течения и переносятся на большие расстояния.

Нефть известна человечеству с древнейших времён, что иллюстрируется следующими данными: ___________________________________

Http://globuss24.ru/doc/konspekt-uroka-na-temu-nefty-i-sposobi-eio-pererabotki-yakologicheskie-problemi-dobichi-transportirovki-i-pererabotki-nefti

Загрязняющими веществами в окружающей среде. Основными источниками загрязнения нефтью являются: регламентные работы при обычных транспортных перевозках нефти, аварии при транспортировке и добычи нефти, промышленные и бытовые стоки.

Наибольшие потери нефти связаны с ее транспортировкой из районов

Балластных вод, – все это обуславливает присутствие постоянных полей

Загрязнения на трассах морских путей. Но утечки нефти могут происходить и на поверхности, в итоге нефтяное загрязнение обхватывает все области

Загрязнение влияет не только на окружающую нас среду, но и на наше

Здоровье. С такими быстрыми «разрушительными» темпами, вскоре все вокруг нас, будет непригодно для использования : грязная вода будет сильнейшим ядом, воздух насыщен тяжелыми металлами, а овощи и вообще вся растительность будет исчезать из-за разрушения структуры почвы. Именно такое будущее ожидает нас по прогнозам ученых примерно через столетие, но тогда будет поздно что-либо предпринимать.

Транспортировкой и добычей нефти, двигатели работающие за счет извлечения водорода из воды – это всего – лишь начало списка того, что можно применить для очищения окружающей среды. Эти изобретения доступны и могут сыграть решающую роль мировой и Российской экологии.

В настоящее время человечество переживает углеводородную эру. Нефтяная отрасль является главной для мировой экономики. В нашей стране эта зависимость особенно высока. К сожалению, российская нефтяная промышленность находиться сейчас в состоянии глубокого кризиса. Было перечислено немало ее проблем. Каковы же перспективы развития отрасли? Если продолжать хищническую эксплуатацию месторождений вкупе с большими потерями при транспортировке и нерациональной нефтепереработкой, то будущее нефтяной промышленности представляется весьма мрачным. Уже сегодня сокращение темпов производства составляет в среднем 12 – 15% в год, что чревато полным развалом стратегически важной для державы отрасли. Дальнейшее экстенсивное развитие нефтяной промышленности уже невозможно.

По этим и другим Причинам России необходимо реформировать нефтяную промышленность.

Появился бы интерес к приобретению нефтеперерабатывающего оборудования. Стимул к развитию получила бы не только нефтяная промышленность, но и машиностроительные предприятия, нефтехимическая, химическая, металлургическая и другие отрасли.

Таким образом, положение в нефтяной промышленности достаточно сложное, но выход существует – реформирование отрасли. После чего она, конечно, не станет "локомотивом", который потянет всю экономику, однако сможет внести весьма значительный вклад в возрождение России.

В погоне за нефтью человек безжалостно теснит природу: вырубает леса, захватывает пастбища и пашни, загрязняет окружающую среду. „Прежде природа угрожала человеку, – пишет Ж.-И. Кусто, – а сейчас человек угрожает природе". Эти слова известного французского ученого-естествоиспытателя определяют нынешнее соотношение сил в органическом мире. Своей неразумной деятельностью человек может поставить природу на грань биологической катастрофы, которая отзовется, прежде всего на нем самом. Оправдываются слова французс­кого поэта Ф. Р. де Шатобриана: „Леса предшествуют человеку, пустыни следуют за ним". Уже сейчас, по выражению Дж. Марша, „Земля близка к тому, чтобы сделаться непригодной для лучших своих обита­телей". Под „лучшими обитателями" американский ученый подразу­мевал людей.

Сплошь и рядом загрязнение окружающей среды осуществляется непроизвольно, без определенного умысла. Большой вред природе наносится, например, от потери нефтепродуктов при их транспорти­ровке. До последнего времени считалось допустимым, что до 5 % от добытой нефти естественным путем теряется при ее хранении и пере­возке. Это означает, что в среднем в год попадает в окружающую среду до 150 млн. т нефти, не считая различных катастроф с танкерами или нефтепроводами. Все это не могло не сказаться отрицательно на при­роде.

Тяга человека к природе растет. Ежегодно в нашей стране около 30 млн. человек отдыхают на лоне природы, а к 2009 г., как утверждают ученые, уже 100 млн. человек будут стремиться провести свои отдых на живописных просторах нашей Родины. Однако наша любовь к природе не должна носить потребительского характера. Слово „лю­бить" должно у нас отождествляться со словом „беречь".

Наш дом – планета Земля – это всего лишь маленький голубой кораблик, летящий в суровом и недоброжелательном космосе. Ю. А. Гагарин записал в своем дневнике: „Облетев Землю в корабле-спутни­ке, я увидел, как прекрасна наша планета – Люди, будем хранить, и преумножать эту красоту, а не разрушать ее!". От каждого из нас зависит судьба живой и неживой природы. Проблема охраны окру­жающей среды должна стать государственной проблемой в каждой стране. Рациональное использование ресурсов биосферы, минеральных ресурсов Земли, бережное отношение к природе – единственно воз­можный путь спасения живой среды и самого человечества.

1. Калинин А. Экономические проблемы нефтепереработки //Экономист. – 2006. – №5.

2. Кимельман С., Андрюшин С. Проблема нефтегазовой ориентации экономики России // Вопросы экономики. – 2006. – №4.

3. Романихин Н. В. Нефтегазовые проекты СРП (соглашение о разделе продукции): шанс для развития российской промышленности //ЭКО. – 2000. – №4.

4. Тоскунина В. Проблема нефтедобывающего региона //Экономист. – 2005. – №6.

5. Экономическая география России: Учебник для студентов вузов, обучающихся по специальности экономики и управления (080100) / под ред. Т. Г. Морозовой. – 3-е изд. – М.:ЮНИТИ-ДАНА, 2007.

Http://megaobuchalka. ru/1/15040.html

Нефть (греч. ναφθα или через тур. neft от персидск. нефт; восходит к аккад. напатум — вспыхивать воспламеняться) — горючая маслянистая жидкость являющаяся смесью углеводородов красно-коричневого иногда почти чёрного цвета хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть имеет специфический запах распространена в осадочной оболочке Земли; на сегодня — одно из важнейших для человечества полезных ископаемых.

Нефтедобыча — отрасль экономики занимающаяся добычей природного полезного ископаемого — нефти. Нефтедобыча — сложный производственный процесс включающий в себя геологоразведку бурение скважин и их ремонт очистку добытой нефти от воды серы парафина и многое другое.

Россия обладает одним из самых больших в мире потенциалов топливно-энергетических ресурсов. На 13% территории Земли в стране где проживает менее 3% населения мира сосредоточено около 13% всех мировых разведанных запасов нефти. Так как Россия богата нефтяными запасами то существует определённые механизмы добычи нефти её переработки и транспортировки.

По способам современные методы добычи флюидов или скважинной жидкости (в т. ч. нефти) делятся на:

Фонтанный способ добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин как уже отмечалось выше является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта фонтанный способ добычи нефти кроме того является наиболее дешевым. Он обладает рядом преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации скважин таких как:

-возможность регулирования режима работы скважины в широких пределах;

-удобства выполнения исследований скважин и пласта с применением практически всех современных методов;

-значительная продолжительность межремонтного периода работы (МРП) скважины и др.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений из которых добывается нефть и газ различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта характеристикой и устойчивостью нефтегазоводонасыщенных пород пластовыми температурой продуктивностью пласта и т. д.

1 – пласт; 2 – интервал перфорации; 3 – штуцер забойный; 4 – отсекатель; 5 – колонная головка; 6 8 – манометры; 7 – лубрикатор; 9-77 75 – задвижки; 12 – устьевой штуцер; 13 – крестовина; 14 – катушка; 16 — импульсная линия; 17 — НКТ; 78 – пакер; 19 – воронка башмачная; 20 – колонна обсадная

В зависимости от этих факторов выбирается схема оборудования фонтанной скважины. Общая схема оборудования фонтанной скважины приведена на рис. 1.2. Основными элементами схемы являются: колонная головка 5 фонтанная арматура с лубрикатором 7 для проведения различных операций в работающей скважине насосно-компрессорные трубы 17. Возможна установка пакера 75 или башмачной воронки 19 для устранения пульсирующей работы фонтанного подъемника. В высокопродуктивных пластах НКТ оборудуются скважинными отсекателями 4 для аварийного отключения. На фонтанной арматуре устанавливаются штуцер предохранительные клапаны пробоотборные устройства приборы контроля.

При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения находящийся под давлением или из других источников.

Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ:

Возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;

-эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;

-эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;

-возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;

-большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;

-возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;

-простота борьбы с отложением парафина солей и коррозионными процессами;

-простота работ по подземному текущему ремонту скважины восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла ненамного превышают показатели при насосной добыче [2 9-14 и др.].

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей.

Наземное оборудование газлифтных скважин практически не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура устанавливается на устье первых аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение – герметизация устья подвеска подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа по промывке скважины и т. д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лубрикатором через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб.

Кроме того скважина оборудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

ЭЦН (Электрический центробежный насос)- наиболее широко распространенный в России аппарат механизированной добычи нефти.

ЭЦН — центробежный насос. ЭЦН — погружной насос Необходимость эксплуатации ЭЦН в скважине накладывает ограничения на диаметр насоса. Большинство применяемых центробежных насосов для добычи нефти не превышает 103 мм (5А габарит насоса). В то же время длина ЭЦН в сборе может достигать 50 м. Основными параметрами определяющими характеристики работы насоса являются: номинальный дебит или производительность (м3/сут) развиваемый напор при номинальном дебите (м) частота вращения насоса (об/мин)

Глубинные (скважинные) штанговые насосы (ГШН) являются наиболее распространенным видом насосов предназначенных для подъема жидкости из нефтяных скважин.

Насосы состоят из цельного неподвижного цилиндра с удлинителями подвижного плунжера нагнетательного и всасывающего клапанов и замка.

Удлинители навертываются на цилиндр по одному с каждой стороны. Наличие удлинителей позволяет выдвигать плунжер из цилиндра при работе насоса при этом предотвращаются отложения на внутренней поверхности цилиндра что исключает заедание плунжера и создает благоприятные условия при проведении ремонта.

Детали насосов находящиеся под напряжением изготовлены из высоколегированных сталей и сплавов что обеспечивает длительную безотказную работу насосов.

Герметичность посадки насосов резьбовых соединений полная взаимозаменяемость всех деталей насоса обеспечены высокой точностью их изготовления.

По присоединительным размерам и резьбам все насосы модифицированы под отечественное скважинное оборудование.

УЭВН – вертикальный электронасосный агрегат с винтовым (сдвоенным) скважинным погружным насосом.

Цель переработки нефти (Нефтепереработки) — производство нефтепродуктов прежде всего различных топлив (автомобильных авиационных котельных и т. д.) и сырья для последующей химической переработки

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции.

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

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

Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти

Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций пригодных для переработки в моторные топлива масла парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.

Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив они связаны с химической модификацией молекул углеводородов входящих в состав нефти как правило с их преобразованием в более удобные для окисления формы.

По своим направлениям все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:

Углубляющие: каталитический крекинг термический крекинг висбрекинг замедленное коксование гидрокрекинг производство битумов и т. д.

Прочие: процессы по производству масел МТБЭ алкилирования производство ароматических углеводородов и т. д.

Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С[1]. В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и его октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения ароматических углеводородов.

Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных (пропан-бутан) газов которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.

Гидрокрекинг — процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем гидрокрекинга является тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода служит газ риформинга. Основными продуктами гидрокрекинга являются дизельное топливо и т. н. бензин гидрокрекинга (компонент автобензина).

Коксование Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов. Изомеризация

Процесс получения изоуглевородов (изопентан изогексан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изопрен из изопентана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

Алкилирование — введение алкила в молекулу органического соединения. Алкилирующими агентами обычно являются алкилгалогениды алкены эпоксисоединения спирты реже альдегиды кетоны эфиры сульфиды диазоалканы.

Большинство нефтепромыслов находится далеко от мест переработки или сбыта нефти поэтому быстрая и экономичная доставка «черного золота» жизненно важна для процветания отрасли.

Самым дешевым и экологически безопасным способом транспортировки нефти являются Нефтепроводы. Нефть в них движется со скоростью до 3 м/сек под воздействием разницы в давлении создаваемой насосными станциями. Их устанавливают с интервалом в 70-150 километров в зависимости от рельефа трассы. На расстоянии в 10-30 километров в трубопроводах размещают задвижки позволяющие перекрыть отдельные участки при аварии. Внутренний диаметр труб как правило составляет от 100 до 1400 миллиметров. Их делают из высокопластичных сталей способных выдержать температурные механические и химические воздействия. Постепенно все большую популярность обретают трубопроводы из армированного пластика. Они не подвержены коррозии и обладают практически неограниченным сроком эксплуатации.

Нефтепроводы бывают подземными и наземными. У обоих типов есть свои преимущества. Наземные нефтепроводы легче строить и эксплуатировать. В случае аварии значительно легче обнаружить и устранить повреждение на трубе проведенной над землей. В то же время подземные нефтепроводы менее подвержены влиянию изменений погодных условий что особенно важно для России где разница зимних и летних температур в некоторых регионах не имеет аналогов в мире. Трубы можно проводить и по дну моря но поскольку это сложно технически и требует больших затрат большие пространства нефть пересекает при помощи танкеров а подводные трубопроводы чаще используют для транспортировки нефти в пределах одного нефтедобывающего комплекса.

Идею использования трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов предложил великий русский ученый Д. И. Менделеев. Он объяснил основные принципы строительства и привел аргументы в пользу этого вида транспорта.

Различают три вида нефтепроводов. Промысловые как понятно из названия соединяют скважины с различными объектами на промыслах. Межпромысловые ведут от одного месторождения к другому магистральному нефтепроводу или просто относительно удаленному промышленному объекту находящемуся за пределами исходного нефтедобывающего комплекса. Магистральные нефтепроводы прокладывают для доставки нефти от месторождений до мест перевалки и потребления к которым в том числе относятся нефтебазы нефтеналивные терминалы нефтеперерабатывающие заводы.

Современные танкеры – это гигантские суда. Впечатляющие размеры объясняются экономическим «эффектом масштаба». Стоимость перевозки одного барреля нефти на морских судах обратно пропорциональна их размерам. Кроме того число членов экипажа большого и среднего танкера примерно одинаково. Поэтому корабли-гиганты значительно сокращают расходы компаний на транспортировку. Однако не все морские порты в состоянии принять у себя супер-танкер. Для таких гигантов нужны глубоководные порты. Так например большинство российских портов из-за ограничений по фарватеру не способно принимать танкеры с дедвейтом более 130-150 тысяч тонн.

Еще один вид транспортировки нефти – По железной дороге. Это быстрый всесезонный способ. В нашей стране его используют чтобы доставить нефть из Западной Сибири на Дальний Восток Южный Урал и в страны Центральной Азии. Из Урала нефть везут на Запад на Северный Кавказ и в Новороссийск. Однако для доставки «черного золота» по железной дороге требуется в 10 раз больше трудозатрат чем для ее транспортировки по нефтепроводам. Поэтому даже в странах с разветвленной железнодорожной сетью этот способ перевозки нефти является второстепенным.

История нефтяной индустрии России насчитывает уже более 130 лет. За это время нефть стала чем-то неотделимым от России (сначала в образе царской России затем СССР и на конец Российской Федерации). Менялся облик страны менялся режим народ его идеи цели и чаяния вместе с ними менялась и нефтедобывающая отрасль претерпевая взлеты и падения триумфы и крахи.

Сегодня значение нефти России трудно переоценить. Большинство самых богатых людей и компаний работающих в РФ так или иначе связаны с нефтью. Она же приносит значительную прибыль стране и позволяет решать экономические социальные и (как видим) политические проблемы.

Нефть для России важна – это факт. Однако у каждой медали есть обратная сторона. Ни для кого не тайна что Россия находится в зависимости от этого сырья. На сегодняшний день дальнейшее экономическое (и не только) будущее России во многом определяется не ее успехами в высоких технологиях и конкурентно способностью на международных рынках ее товаров а мировыми ценами на нефть.

В январе-сентябре 2010 года в России объем добыч нефти вырос в годовом выражении на 2 4% – до 420 млн. тонн что является рекордной величиной за всю новейшую историю страны. По итогам текущего года показатель может составить 504 8 млн. тонн в октябре среднесуточный объем добычи составил 1 4 млн. тонн что является рекордным значением за последние 20 лет. Такая положительная динамика роста добычи нефти связана с мерами государственной поддержки в отрасли а также с введением крупных инфраструктурных проектов. Также льготные ставки экспортной пошлины на нефть позволили начать освоение Ванкорского Талаканского и Верхнечонского месторождений а также эксплуатацию нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан.

Теперь главное не столкнуться с проблемой неразвитости инфраструктуры по транспорту нефти ограничивающей возможности для сбыта дополнительно добываемых объемов нефти. Итогом этого может стать замедление темпов роста добычи и экспорта нефти в результате инвестиционных решений добывающих компаний направленных на сдерживание добычи ввиду ограниченности возможностей инфраструктуры.

33. Ценообразование на продукцию топливно-энергетического комплекса В состав топливно-энергетического комплекса входят газовая промышленность, нефтяная промышленность, угольная промышленность, энергетика.

Смотреть на рефераты похожие на "Расчет некоторых технико-экономических показателей топливно-энергетического комплекса за 1990-1998 гг."

Загрязнение почв нефтью и нефтепродуктами в районах нефтедобычи и транспорта нефти является серьезной экологической проблемой. Ликвидация нефтяных загрязнений осуществляется засыпкой почвы песком, грунтом, выжиганием, вывозом почвы в отвалы.

В данной работе изучалась технология биорекультивации почв, загрязненных углеводородами нефти. Отмечается разный уровень жизнедеятельности микроорганизмов в вариантах опыта с различными приемами рекультивации.

Доклад по химии ученицы 9 "И" Кардашевской Алины Анотация: 1. Состав нефти. Ее происхождение. 2. Нефтяная промышленность. Нефть как топливо.

Меркаптаны (тиолы) Тиоэфиры (сульфиды) Циклические оединения серы Сульфо – Сульфо – кислоты хлориды Общая Формула R-S-H R-S-R моноциклические полициклит-

Text Переход к энергетике на неисчерпаемой основе. Переход к энергетике на неисчерпаемой основе.

Определение числовых значений первичного объема нефти, плотности, значения удельного веса и объема при различных температурах хранения. Вычисление объема нефти в условиях падения ее уровня после расхода с использованием полученных вычислением значений.

Нефтяная промышленность – ведущая отрасль мировой топливно-энергетической промышленности. Она очень сильно влияет на все мировое хозяйство, да и на мировую политику. Нефтяная промышленность отличается очень большой капиталоемкостью.

В прессе частенько поднимается тема о том, что независимость Чечне не была предоставлена исключительно потому, что Кремль не хотел потерять имеющиеся там нефтяные ресурсы. В связи с этим, было бы неплохо прояснить, что представляет собой чеченская нефть.

СОДЕРЖАНИЕ ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕФЕРАТ ВВЕДЕНИЕ 1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Общая характеристика ЛПДС «Нурлино» 1.2 Генеральный план

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции 72

Выбор места, технических средств и материалов для локализации нефтяного загрязнения 11

Краткая геолого-физическая характеристика туймазинского нефтяного месторождения 11

Анализ эффективности методов кислотного воздействия на пзп применяемых в ОАО «анк башнефть»

Перечень сокращений, условных обозначений, символов терминов АПР – автомат подземного ремонта скважин ВНЗ – водонефтяная зона ВНИИ – всесоюзный научно-исследовательский институт

Дожимная насосная станция, анализ технологического риска аварий, взрыв, пожар, резервуар

Памятник искусства "Капля нефти" Автор: Сочинения на свободную тему В мире есть много памятников, все они имеют огромное культурное значение для человечества. Например, в столице России, Москве, есть замечательный храм Василия Блаженного, это строение является хранителем нашей истории.

Введение 1 Энергетические кризисы в истории 1.1 1973 1.2 1979 1.3 1990 1.4 2000 1.5 2004 и 2005 1.6 2007, 2008 и 2009 Список литературы Введение Энергетический кризис — явление, возникающее когда спрос на энергоносители значительно выше их предложения[1]. Его причины могут находиться в области логистики, политики или физического дефицита (см. пик нефти).

План Введение 1 География 2 История 3 Административное деление 4 Население 4.1 По вероисповеданию 4.2 Национальный состав 5 Экономика Список литературы

Переработка нефти до революции. Восстановление предприятий нефтяной промышленности после гражданской войны. Эксплуатация крупных нефтепроводов. Нефтяная промышленность в годы Великой Отечественной войны и послевоенный период. Разведка новых месторождений.

(англ. American Petroleum Institute, API) — единственная национальная неправительственная организация США, занимающаяся исследованиями всех аспектов и обеспечивающая деятельность по регулированию вопросов в области нефтяной и газовой промышленности.

Нефтяной кризис 1973 года (также известен под названием « нефтяное эмбарго ») начался 17 октября 1973 года, когда ОПЕК, в которую входили все арабские страны-члены ОПЕК, а также Египет и Сирия, заявила в ходе Октябрьской войны, что она не будет поставлять нефть странам, поддержавшим Израиль в этом конфликте с Сирией и Египтом.

Graphics Graphics Достоинства: Атомно-абсорбционный анализ – простота, высокая селективность и малое влияние состава пробы на результаты анализа.

Задача № 1 Рассчитать пропускную способность вертикального сепаратора при следующих условиях: диаметр сепаратора – Дс —2,2 м; плотность воды – ρв —1075 кг/м3;

Graphics Graphics совмещение двух и более объектов разработки; уменьшение числа пробуренных скважин; изменение порядка ввода и вывода скважин из эксплуатации;

Прежде чем прейти к анализу возможных внутренних отраслевых факторов роста рассмотрим основные проблемы нефтегазового комплекса.

Место нефтяной промышленности в мировой энергетике. Продукты переработки нефти.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Остров в Карибском бассейне у побережья Венесуэлы в составе Малых Антильских островов общей площадью 193 кв. км, автономная территория Нидерландов.

Территория: страна на северо-западном побережье острова Калимантан площадью 5,77 тыс. км.

Местный вид топлива. Очень много запасов торфа в Западной Сибири, особенно в Тюменской области. Потребляется в республике Коми, Московской, Ленинградской, Новгородской областях.

ТЭК – это группа отраслей, занимающихся добычей и переработкой топлива, выработкой электроэнергии и доставкой ее потребителю.

В данной работе авторами предлагается прогнозирование эффекта после ГРП на Вынгаяхинском месторождении в скважинах которые еще не вступили в эксплуатацию, для этого используются фактические зависимости увеличения дебита нефти после ГРП.

Http://refy. ru/77/275787-metody-dobychi-nefti-i-ee-transportirovka-pererabotka-nefti. html

«О Добыче, переработке и транспортировке по магистральным трубопроводам нефти и продуктов ее переработки»

Настоящий Федеральный закон определяет правовые, экономические и организационные основы отношений в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей сферах, транспортировки по магистральным трубопроводам и реализации нефти и нефтепродуктов, а также Использования попутного нефтяного газа.

Статья 2. Законодательство Российской Федерации в нефтяной отрасли

1. Законодательство Российской Федерации в нефтяной отрасли основывается на Конституции Российской Федерации и состоит из Гражданского кодекса Российской Федерации, настоящего Федерального закона, иных федеральных законов и нормативных правовых актов Российской Федерации, а также законов и иных нормативных правовых актов субъектов Российской Федерации.

2. Настоящий Федеральный закон регулирует особенности отношений, связанных с геологическим изучением и добычей нефти, Попутного нефтяного газа, с соблюдением принципов и положений, установленных законодательством Российской Федерации о недрах и о континентальном шельфе и нормами международного права.

3. Если международным договором Российской Федерации установлены иные правила, чем те, которые предусмотрены настоящим Федеральным законом, применяются правила международного договора, а в случаях, если из международного договора следует, что для его применения требуется издание внутригосударственного акта, применяются правила международного договора и принятое на его основе законодательство Российской Федерации.

Статья 3. Основные понятия, используемые в настоящем Федеральном законе

Вторичные процессы переработки нефти (нефтепродуктов) – переработка нефти (нефтепродуктов), связанная с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти (нефтепродуктов), как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы, целью которой является увеличение количества производимых нефтепродуктов путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной переработки нефти для получения большего количества нефтяных фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов;

Глубина переработки нефти – показатель, характеризующий эффективность переработки нефти и определяющий соотношение массы полученных нефтепродуктов (за исключением выделенного (извлеченного) газа, технологических потерь и не использованных в процессе переработки остатков) к объёму нефти, поступившей на переработку;

Добыча нефти – технологический процесс извлечения нефти и сопутствующих ценных компонентов из недр, включая процессы подготовки нефти (обезвоживания, обессоления и стабилизирования);

Использование Попутного нефтяного газаИспользование попутного нефтяного газа в технологических и иных целях (за исключением его сжигания на факельных установках и выброса в атмосферный воздух), использование попутного нефтяного газа в качестве топлива, фактическая его передача третьим лицам по основаниям, установленным гражданским законодательством, первичная подготовка попутного нефтяного газа и получение продуктов переработки попутного нефтяного газа;

Магистральный трубопровод – совокупность технологически взаимосвязанных объектов, обеспечивающих транспортировку нефти или нефтепродуктов, соответствующих требованиям законодательства Российской Федерации, от мест приема до мест сдачи или передачи (перевалки) на другие виды транспорта или трубопроводов, хранение или передачи их потребителям (покупателям);

Месторождение Нефти – место концентрации (скопления) нефти в недрах земли, сформировавшееся в результате геологических процессов;

Нефтедобывающая организация – юридическое лицо (индивидуальный предприниматель), имеющее на праве собственности или на ином законном основании основные и вспомогательные сооружения, объекты и установки, предусмотренные техническим проектом разработки месторождения, а также объекты непроизводственного назначения, осуществляющее добычу нефти в соответствии с лицензией на право пользования недрами;

Нефтеперерабатывающая организация – юридическое лицо (индивидуальный предприниматель), имеющее на праве собственности или на ином законном основании нефтеперерабатывающий завод и иные сооружения, объекты и установки, предусмотренные проектной документацией, а также объекты непроизводственного назначения, осуществляющее переработку нефти (нефтепродуктов) для производства нефтепродуктов;

Нефтеперерабатывающий Завод – единый имущественно-технологический комплекс, включающий объекты, сооружения, установки, оборудование и обеспечивающий осуществление первичных и (или) вторичных процессов переработки нефти (нефтепродуктов) для производства нефтепродуктов;

Нефтепродукты – продукты, получаемые в результате переработки нефти, которые являются продуктом для потребления и (или) используются в дальнейшем для выпуска на их основе других продуктов;

Нефть – смесь углеводородов, прошедшая процессы обезвоживания, обессоления и стабилизирования;

Нефтяная отрасль – отрасль экономики, включающая в себя комплекс экономических отношений, возникающих в процессе добычи нефти, переработки, транспортировки и реализации нефти и нефтепродуктов;

Нефтяная фракция – часть нефти, выделенная по признаку температуры выкипания из нее различных групп углеводородов;

Первичные процессы переработки нефти – переработка нефти, не предполагающая химических изменений компонентов нефти и представляющая собой ее физическое разделение на нефтяные фракции;

Перевалка нефти и (или) нефтепродуктов – передача нефти и (или) нефтепродуктов с одного вида трубопровода или транспорта на другой либо на другой вид транспорта;

Переработка нефти – химические изменения компонентов нефти в органические вещества и нефтяные фракции, которые являются конечными продуктами и (или) используются в дальнейшем для выпуска на их основе других продуктов;

Покупатель Нефти и (или) нефтепродуктов – лицо, приобретающее нефть и (или) нефтепродукты у поставщика и использующее для предпринимательской деятельности;

Попутный нефтяной газ – смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся в свободном или растворенном состоянии, извлекаемая из месторождений нефти или выделяющихся из нефти в процессе ее добычи или подготовки;

Потребитель Нефти и (или) нефтепродуктов лицо, приобретающее нефть и (или) нефтепродукты для собственных нужд;

Продукты переработки Попутного нефтяного газаПродукты, получаемые путем разделения попутного нефтяного газа без изменения химического состава, входящих в него компонентов, а также продукты, получаемые в результате нефтехимической и газохимической переработки сырья, получаемого путем переработки попутного нефтяного газа, в соответствии с перечнем, утверждаемым Правительством Российской Федерации;

Промысловый трубопровод – совокупность технологически взаимосвязанных объектов, обеспечивающих транспортировку, хранение нефти, газа, воды и иных веществ на нефтяных и нефтегазовых месторождениях от мест их добычи до мест подключения к магистральному трубопроводу или до мест их передачи (перевалки) на другие виды транспорта или передачи их потребителям (покупателям);

Пропускная способность трубопровода – способность трубопровода за определенный период времени транспортировать количество нефти, газа, воды и иных веществ (с учетом их физических свойств, а также установленного оборудования);

Реализация нефти и (или) нефтепродуктов – передача на возмездной основе нефти и (или) нефтепродуктов покупателю (потребителю);

Субъекты нефтяной отрасли – лица, осуществляющие добычу, переработку, транспортировку или реализацию нефти, Попутного нефтяного газа и (или) нефтепродуктов;

Схема нормальных (технологических) грузопотоков нефти по магистральным трубопроводам – документ, определяющий технологические направления грузопотоков нефти и массовую долю серы в них, плотность с учетом технологической возможности транспортировки нефти от пунктов приема до пунктов сдачи нефти и процессов переработки нефти на нефтеперерабатывающем заводе;

Технологии глубокой переработки нефти – технологии переработки нефти с использованием процессов каталитического крекинга, гидрокрекинга, висбрекинга, коксования и других процессов, повышающих глубину переработки нефти;

Технологии, улучшающие качество нефтяных фракций – технологии переработки нефти с использованием процессов каталитического риформинга, гидроочистки, изомеризации, алкилирования, производства оксигенатов и октанповышающих добавок, а также других процессов, улучшающих качество нефтяных фракций;

Технологические потери – количество нефти и (или) нефтепродуктов, которое теряется при применяемых технологиях добычи, транспортировки или переработки нефти и (или) нефтепродуктов;

Узел учета – совокупность средств измерений и устройств, обеспечивающих сбор и обработку информации о количестве нефти, Попутного нефтяного газа и (или) нефтепродуктов;

Утилизация Попутного нефтяного газа – сбор, подготовка, хранение, транспортировка и переработка на газоперерабатывающих заводах Попутного нефтяного газа, а также использование на технологические нужды;

Факельная установка – техническое устройство для сжигания Попутного нефтяного газа.

Иные понятия, используемые в настоящем Федеральном законе, соответствуют значениям, определенным законодательством Российской Федерации.

ГЛАВА II. ОСНОВЫ ГОСУДАРСТВЕННОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ В НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ

Государственная политика в нефтяной отрасли основана на следующих принципах:

Государственная поддержка развития нефтяной отрасли в целях улучшения социально-экономических условий жизни населения, обеспечения технического прогресса, создания условий для развития экономики Российской Федерации и повышения экономической эффективности использования энергетических ресурсов;

Свобода экономической деятельности в нефтяной отрасли и единство экономического пространства в сфере обращения нефти и нефтепродуктов с учетом ограничений, установленных федеральными законами;

Создание благоприятных условий для геологического изучения, добычи, транспортировки, хранения и реализации нефти и (или) нефтепродуктов;

Государственная поддержка отечественных производителей технологического оборудования, технических средств и материалов, необходимых для геологического изучения, добычи, переработки, транспортировки нефти и (или) нефтепродуктов;

Организационное и технологическое единство магистральной трубопроводной системы;

Соблюдение баланса экономических интересов поставщиков и потребителей (покупателей) нефти и (или) нефтепродуктов;

Обеспечение доступа потребителей (покупателей) нефти и (или) нефтепродуктов к информации о функционировании нефтяной отрасли, а также о деятельности субъектов нефтяной отрасли;

Использование рыночных отношений и конкуренции для формирования устойчивой системы удовлетворения спроса на нефть и (или) нефтепродукты;

Обеспечение недискриминационных условий для осуществления предпринимательской деятельности в нефтяной сфере;

Контроль за соблюдением регулируемых государством цен (тарифов) в нефтяной отрасли;

Обеспечение конкурентоспособности российской нефти и (или) нефтепродуктов на мировом энергетическом рынке;

Стимулирование рационального использования Попутного нефтяного газа в целях уменьшения выбросов вредных веществ в окружающую среду;

Статья 5. Полномочия органов государственной власти в Нефтяной отрасли

1. Правительство Российской Федерации в соответствии с законодательством Российской Федерации осуществляет следующие полномочия в нефтяной отрасли:

Разработка и реализация основных направлений государственной политики в нефтяной отрасли, в том числе в сфере энергосбережения и повышения энергетической эффективности в нефтяной отрасли;

Утверждение порядка разработки, согласования и утверждения программ и схем развития нефтяной отрасли;

Утверждение порядка ведения реестра нефтеперерабатывающих заводов;

Установление критериев отнесения субъектов нефтяной отрасли, в уставных капиталах которых участвует государство, к числу субъектов, инвестиционные программы которых (включая определение источников их финансирования) утверждаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти или органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации;

Утверждение порядка ведения реестра пунктов отгрузки (перевалки) нефти и (или) нефтепродуктов;

Установление критериев и порядка отнесения объектов к единой магистральной трубопроводной системе;

Утверждение порядка аттестации руководителей и специалистов нефтеперерабатывающей организации;

Установление порядка утверждения федеральным органом исполнительной власти инвестиционных программ субъектов нефтяной отрасли, в уставных капиталах которых участвует государство, в соответствии с критериями, устанавливаемыми Правительством Российской Федерации, и контроля за реализацией таких программ;

Установление особенностей проектирования, строительства, реконструкции, капитального ремонта объектов капитального строительства на месторождениях нефти, и магистральных трубопроводов;

Государственное регулирование деятельности субъектов естественных монополий в нефтяной отрасли, в том числе регулирование в установленном порядке доступа к услугам субъектов естественных монополий в нефтяной отрасли и установление стандартов раскрытия информации субъектами естественных монополий в нефтяной отрасли;

Установление регулируемых цен (тарифов) на нефть и (или) нефтепродукты для отдельных категорий потребителей нефти и (или) некоторых видов нефтепродуктов;

Утверждение порядка осуществления государственного регулирования цен;

Утверждение правил диспетчерского управления единой магистральной трубопроводной системой и порядка контроля за деятельностью субъекта диспетчерского управления единой магистральной трубопроводной системы;

Утверждение порядка определения показателей превышения темпов роста цен на нефть и (или) нефтепродукты, при достижении которых осуществляется государственное регулирование цен;

Утверждение особенностей государственной регистрации права собственности и других вещных прав на магистральные И промысловые трубопроводы;

Утверждение порядка вывода нефтеперерабатывающих заводов и магистральных трубопроводов в ремонт и из эксплуатации;

Определение порядка формирования и утверждения графиков транспортировки нефти;

Утверждение порядка формирования и утверждения схемы нормальных (технологических) грузопотоков нефти по магистральным трубопроводам;

Утверждение стандартов раскрытия субъектами нефтяной отрасли информации;

Утверждение порядка технологического присоединения (подключения) к магистральному трубопроводу;

Установление методики определения и порядка утверждения нормативов технологических потерь нефти и (или) нефтепродуктов при их добыче, транспортировке, переработке;

Установление порядка формирования баланса добычи и потребления нефти и нефтепродуктов в Российской Федерации.

2. Уполномоченные Правительством Российской Федерации федеральные органы исполнительной власти в соответствии с законодательством Российской Федерации осуществляют следующие полномочия в нефтяной отрасли:

Разработку, согласование, утверждение и реализацию программ и схем развития нефтяной отрасли;

Формирование и утверждение баланса добычи и потребления нефти и нефтепродуктов в Российской Федерации;

Контроль за деятельностью субъектов естественных монополий в нефтяной отрасли;

Утверждение формы представления информации о пунктах отгрузки (перевалки) нефти и (или) нефтепродуктов;

Надзор и контроль за промышленной и экологической безопасностью объектов нефтяной отрасли;

Утверждение правил учета нефти, попутного (нефтяного) газа и нефтепродуктов;

Отнесение объектов к единой магистральной трубопроводной системе;

Формирование и утверждение схемы нормальных (технологических) грузопотоков нефти по магистральным трубопроводам;

Государственную регистрацию прав собственности и других вещных прав на магистральные и промысловые трубопроводы;

Стандартизацию, метрологическое обеспечение и организацию обязательного подтверждения соответствия в нефтяной отрасли;

Контроль за деятельностью субъекта диспетчерского управления объектами единой магистральной трубопроводной системы;

Проведение аттестации руководителей и специалистов нефтеперерабатывающей организации;

Утверждение формы и сроков представления информации об объемах приема и размещения нефти и (или) нефтепродуктов, направлениях поставок и получателях нефти и (или) нефтепродуктов в целях мониторинга за исполнением графиков транспортировки нефти;

Утверждение инвестиционных программ субъектов нефтяной отрасли, в уставных капиталах которых участвует государство, отнесенных в соответствии с критериями, устанавливаемыми Правительством Российской Федерации, к числу субъектов, инвестиционные программы которых утверждаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти;

Контроль за реализацией инвестиционных программ субъектов нефтяной отрасли в порядке, установленном Правительством Российской Федерации;

Утверждение нормативов технологических потерь нефти и (или) нефтепродуктов при их добыче, транспортировке, переработке.

3. Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации осуществляют следующие полномочия в нефтяной отрасли:

Утверждение региональных программ и схем развития нефтяной отрасли;

Установление порядка утверждения органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации инвестиционных программ субъектов нефтяной отрасли, в уставных капиталах которых участвует государство, отнесенных в соответствии с критериями, устанавливаемыми Правительством Российской Федерации, к числу субъектов, инвестиционные программы которых утверждаются органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации, утверждение и контроль за реализацией таких программ;

Согласование размещения объектов нефтяной отрасли на территориях соответствующих субъектов Российской Федерации, предусмотренных в программах и схемах развития нефтяной отрасли.

4. Органы государственной власти осуществляют иные полномочия в нефтяной отрасли, предусмотренные законодательством Российской Федерации.

Статья 6. Антимонопольное регулирование и контроль в нефтяной отрасли

1. Антимонопольное регулирование и контроль в нефтяной отрасли осуществляются антимонопольным органом в соответствии с антимонопольным законодательством Российской Федерации с учетом особенностей, установленных настоящим Федеральным законом.

2. Субъектам нефтяной отрасли запрещается совершать действия, нарушающие антимонопольное законодательство, в том числе:

Навязывание потребителям (покупателям) нефти и (или) нефтепродуктов условий договоров, не относящихся к предмету договоров;

Включение в договоры условий, которые ставят одного потребителя (покупателя) в неравное положение по сравнению с другими потребителями (покупателями);

Нарушение установленного нормативными правовыми актами Российской Федерации порядка ценообразования;

Необоснованные отказы от заключения договоров с отдельными потребителями (покупателями) при наличии ресурсов нефти и (или) нефтепродуктов и (или) возможностей их транспортировки;

Создание препятствий субъектам нефтяной отрасли для доступа на рынок нефти и (или) нефтепродуктов;

Сокращение объема добычи и (или) поставок нефти и (или) нефтепродуктов в целях поддержания монопольно высоких цен.

Статья 7. Государственное регулирование цен (тарифов) в нефтяной отрасли

А) тарифы на услуги по транспортировке нефти и (или) нефтепродуктов по магистральным трубопроводам;

Б) плата за технологическое присоединение (подключение) к магистральным трубопроводам;

В) цены (тарифы) на нефть и (или) некоторые виды нефтепродуктов, реализуемые отдельным категориям потребителей.

2. Регулирование тарифов в нефтяной отрасли осуществляется в соответствии с правилами, утверждаемыми Правительством Российской Федерации.

Цены (тарифы) могут дифференцироваться по категориям потребителей нефти и (или) нефтепродуктов.

3. В целях предотвращения злоупотребления доминирующим положением в нефтяной отрасли в отношении организаций (группы лиц), осуществляющих реализацию нефти и (или) нефтепродуктов, применяется государственное регулирование цен в следующих случаях:

А) превышения темпов роста цен на нефть и (или) нефтепродукты относительно определенных в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, показателей с учетом результатов постоянного мониторинга цен, в том числе на внешних рынках нефти и нефтепродуктов и по результатам биржевых торгов на российских товарных биржах; или

Б) манипулирования ценами организациями (группой лиц), указанными в абзаце первом настоящей части, занимающими доминирующее положение, в целях предупреждения злоупотреблений и недопущения манипулирования ценами.

Порядок осуществления государственного регулирования цен, в случаях, указанных в настоящем пункте, определяется Правительством Российской Федерации.

1. В целях осуществления развития нефтяной отрасли с учетом обеспечения безопасности Российской Федерации и на основе прогноза ее социально-экономического развития, программ развития топливно-энергетического комплекса, транспортной отрасли и синхронизации планов развития субъектов нефтяной отрасли Правительство Российской Федерацией утверждает программы и схемы развития нефтяной отрасли.

2. В программах и схемах развития нефтяной отрасли предусматриваются мероприятия, направленные на стимулирование развития нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и смежных отраслей промышленности, в том числе мероприятия по комплексному изучению и освоению месторождений нефти; Добыче, транспортировке и переработке попутного нефтяного газа; развитию малого и среднего предпринимательства в нефтяной отрасли; поддержке отечественных производителей; совершенствованию инфраструктуры транспортировки нефти и нефтепродуктов и стимулирования поставок нефти на нефтеперерабатывающие заводы.

Статья 9. Стандарты раскрытия субъектами нефтяной отрасли информации

1. Субъекты нефтяной отрасли обязаны раскрывать информацию о деятельности, об объемах Добытых (произведенных, переработанных) нефти, попутного нефтяного газа и (или) нефтепродуктов, о доходах и затратах раздельно по видам деятельности в нефтяной отрасли, в соответствии со стандартами, утвержденными Правительством Российской Федерации.

2. Контроль за соблюдением стандартов раскрытия субъектами нефтяной отрасли информации осуществляет уполномоченный Правительством Российской Федерации федеральный орган исполнительной власти

1. Транспортировка нефти и нефтепродуктов осуществляется на основании графиков, формируемых и утверждаемых федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в порядке установленном Правительством Российской Федерации.

2. График транспортировки нефти и нефтепродуктов формируются на основе следующей информации:

О пропускных способностях магистральных трубопроводов по направлениям, представляемой организацией по управлению единой магистральной трубопроводной системой;

О пропускных способностях терминалов, портов по направлениям, представляемой собственником или иным законным владельцем соответствующего терминала, порта;

О возможных объемах перевозки железнодорожным транспортом по направлениям, представляемой организациями железнодорожного транспорта;

О планируемых объемах транспортировки нефти и (или) нефтепродуктов, представляемой нефтедобывающими и (или) нефтеперерабатывающими организациями по направлениям.

3. Графики транспортировки нефти и нефтепродуктов формируются с учетом обеспечения поставки на внутренний рынок нефти и (или) нефтепродуктов, выполнения международных обязательств Российской Федерации, а также схемы нормальных (технологических) грузопотоков нефти, утверждаемой федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса.

4. В целях осуществления мониторинга за исполнением графиков организация по управлению единой магистральной трубопроводной системой, нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие организации, организации железнодорожного транспорта, администрации морских портов, оборудованных терминалами для вывоза нефти, владельцы соответствующих терминалов в речных портах представляет информацию федеральному органу исполнительной власти, осуществляющему функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, об объемах приема и размещения нефти, направлениях поставок и получателях нефти по формам и в сроки, установленным указанным федеральным органом исполнительной власти.

1. Субъекты нефтяной отрасли обязаны вести учет добытой, переработанной и реализованной нефти, Попутного нефтяного газа и нефтепродуктов на узлах учета в соответствии с правилами, утверждаемыми Правительством Российской Федерации.

2. На факельных установках должны быть установлены узлы учета Попутного нефтяного газа.

3. Средства измерений, входящие в состав узла учета, должны соответствовать требованиям законодательства Российской Федерации о техническом регулировании и средствах измерений.

4. Субъекты нефтяной отрасли обязаны обеспечивать надлежащее состояние и исправность узлов учета, а также их своевременную поверку.

5. Нормативы технологических потерь И естественной убыли нефти, попутного нефтяного газа и (или) нефтепродуктов при их добыче, транспортировке, переработке утверждаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в соответствии методикой определения и порядком утверждения технологических потерь, установленными Правительством Российской Федерации.

Статья 12. Баланс добычи и потребления нефти И нефтепродуктов в Российской Федерации

1. В целях обеспечения баланса экономических интересов поставщиков и потребителей нефти и (или) нефтепродуктов федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, формирует и утверждает балансы добычи и потребления нефти и нефтепродуктов в Российской Федерации, исходя из ресурсов нефти и прогноза потребности в энергетических ресурсах, в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

2. Для формирования и утверждения баланса добычи и потребления нефти и нефтепродуктов в Российской Федерации нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие организации ежегодно до 1 декабря текущего года предоставляют в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, следующую информацию:

Б) о производственных показателях, в том числе информацию об объемах добытых нефти, Попутного нефтяного газа, которые указываются в весовых единицах (в тоннах) с учетом потерь при добыче – для нефтедобывающих организаций;

В) качественные характеристики добытых нефти, Попутного нефтяного газа – для нефтедобывающих организаций;

Д) об объеме нефти, планируемого для переработки, – для нефтеперерабатывающих организаций;

Е) о технологических потерях при переработке нефти и транспортировке нефти и (или) нефтепродуктов;

Ж) о количестве нефти и (или) нефтепродуктов, планируемой к вывозу за пределы таможенной территории Российской Федерации;

1. Соответствующие определенным Правительством Российской Федерации критериям инвестиционные программы субъектов нефтяной отрасли, в уставных капиталах которых участвует государство, утверждаются федеральным органом исполнительной власти в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, или органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в порядке установленном им.

2. В состав инвестиционных программ включаются затраты на строительство (реконструкцию) объектов нефтяной отрасли, в том числе предусмотренных программами и схемами развития нефтяной отрасли, в целях энергосбережения и повышения энергетической эффективности, устранения технологических ограничений и увеличения пропускной способности магистральных трубопроводов.

3. Контроль за реализацией инвестиционных программ, указанных в пункте 1 настоящей статьи, осуществляется в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

1. Нефть и нефтепродукты должны соответствовать требованиям законодательства о техническом регулировании.

2. Оборот нефти и нефтепродуктов, не соответствующей требованиям законодательства о техническом регулировании, запрещается.

Статья 15. Особенности организации геологического изучения недр и геологическая информация

1. Геологическое изучение недр осуществляется в соответствии с законодательством о недрах с учетом программ и схем развития нефтяной отрасли.

2. Гидрогеологические исследования при разведочном бурении и бурении опорных скважин на нефть выполняются в целях определения условий и степени обводнения месторождения, а также установления требований к конструкции эксплуатационных и законтурных (наблюдательных) скважин и условий рациональной эксплуатации нефтяных (нефтегазовых) месторождений и проводятся одновременно с геологоразведочными работами, включая период разведки нефтяных (нефтегазовых) месторождений.

3. Геологическая, гидрогеологическая, геофизическая, геохимическая и иная информация об участках недр, содержащих нефть, получается, обрабатывается, хранится и используется на всей территории Российской Федерации в соответствии с законодательством о недрах.

4. Федеральный орган управления государственным фондом недр представляет геологическую и иную информацию об участках недр, содержащих нефть, федеральному органу исполнительной власти, осуществляющему функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

Статья 16. Особенности включения в перечень недр федерального значения и предоставления в пользование участков недр федерального значения, содержащих нефть

Федеральный орган управления государственным фондом недр или его территориальные органы по согласованию с федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, представляют в Правительство Российской Федерации предложения о:

А) проведении конкурсов или аукционов на право пользования участками недр федерального значения, содержащих нефть;

Б) включении в перечень участков недр федерального значения, содержащих нефть, которые предоставляются без проведения конкурсов и аукционов, участков недр федерального значения континентального шельфа Российской Федерации, содержащих нефть, участков недр федерального значения, расположенных на территории Российской Федерации и простирающихся на ее континентальный шельф, содержащих нефть;

В) предоставлении права пользования такими участками без проведения конкурсов и аукционов.

2. Предоставление в пользование уникальных месторождений осуществляется по решению Правительства Российской Федерации.

1. Недропользователь осуществляет владение и пользование участком недр с соблюдением установленного нормативными правовыми актами порядка использования и охраны недр, безопасного ведения горных и иных работ, связанных с использованием недр, а также техническим проектом разработки месторождения.

Иные мероприятия, предусмотренные законодательством Российской Федерации.

3. Эксплуатация месторождений, не оборудованных узлами учета или другими средствами измерения нефти, Попутного нефтяного газа, а также средствами измерения Попутного нефтяного газа на факельных установках, запрещается.

4. Инфраструктурное, технологическое и иное обеспечение мероприятий, предусмотренных пунктом 2 настоящей статьи, осуществляет недропользователь с применением наиболее технологически и экономически эффективных средств (методов).

Метод (методы) разработки месторождений нефти указывается в техническом проекте разработки месторождения нефти.

1. Переработка нефти осуществляется на нефтеперерабатывающих заводах.

2. Нефтеперерабатывающие заводы подлежат включению в реестр нефтеперерабатывающих заводов.

3. Собственники или иные законные владельцы нефтеперерабатывающих заводов в Российской Федерации представляют в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, информацию для включения в реестр нефтеперерабатывающих заводов.

4. Порядок ведения реестра нефтеперерабатывающих заводов устанавливается Правительством Российской Федерации.

1. В целях осуществления переработки нефти нефтеперерабатывающие заводы обеспечивают проведение первичных и (или) вторичных процессов переработки нефти (нефтепродуктов).

2. Технологии переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах должны обеспечивать улучшение качества получаемых нефтяных фракций и глубину переработки нефти не менее 89 процентов (с учетом положений статьи 47 настоящего Федерального закона).

Статья 22. Доступ субъектов нефтяной отрасли к переработке нефти на нефтеперерабатывающих заводах

1. Субъекты нефтяной отрасли вправе осуществлять переработку нефти на нефтеперерабатывающих заводах в соответствии с гражданским законодательством с учетом особенностей, установленных настоящей статьей.

2. Субъекты малого и среднего предпринимательства нефтяной отрасли имеют право доступа к переработке нефти на нефтеперерабатывающих заводах пропорционально объемам добытой нефти, сданной на нефтеперерабатывающий завод с учетом свободной мощности нефтеперерабатывающего завода (исходя из их технических возможностей).

Статья 23. Требования к работникам нефтеперерабатывающей организации

1. Нефтеперерабатывающая организация должна иметь в штате специалистов, имеющих:

Высшее профессиональное образование по химическим и техническим специальностям (при наличии иного образования – специальную профессиональную подготовку по указанным специальностям);

2. Руководители и специалисты нефтеперерабатывающей организации обязаны один раз в три года проходить аттестацию в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

Статья 24. Государственные преференции нефтеперерабатывающим организациям

Федеральные органы исполнительной власти и органы государственной власти субъектов Российской Федерации предоставляют в соответствии с законодательством Российской Федерации преимущества, которые обеспечивающие более выгодные условия деятельности, путем передачи государственного или муниципального имущества, иных объектов гражданских прав либо путем предоставления имущественных льгот, нефтеперерабатывающим организациям, имеющим следующие показатели деятельности:

Коэффициент технологической сложности (индекс комплексности Нельсонаединиц и более.

Статья 25. Правовой статус единой магистральной трубопроводной системы

1. Единая магистральная трубопроводная система представляет собой имущественный производственный комплекс, который состоит из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых магистральных трубопроводов и иных объектов, предназначенных для транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов.

2. Критерии и порядок отнесения объектов к единой магистральной трубопроводной системе утверждаются Правительством Российской Федерации.

Отнесение объектов, не принадлежащих организации по управлению единой магистральной трубопроводной системой, осуществляется при наличии договора между организации по управлению единой магистральной трубопроводной системой и собственником или иным законным владельцем объекта, заключаемым в соответствии с гражданским законодательством.

Отнесение объектов к единой магистральной трубопроводной системе осуществляется федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса.

3. Объекты, входящие в состав единой магистральной трубопроводной системы, переданные организации по управлению единой магистральной трубопроводной системой в собственность в процессе приватизации либо созданные или приобретенные ею на иных законных основаниях, являются собственностью организации по управлению единой магистральной трубопроводной системой.

4. В Единую магистральную трубопроводную систему входят система магистральных нефтепроводов и система магистральных нефтепродуктопроводов.

Статья 26. Виды трубопроводов для транспортировки нефти (нефтепродуктов)

Для транспортировки нефти (нефтепродуктов) используются следующие виды нефтепроводов (нефтепродуктопроводов):

Статья 27. Регистрация прав собственности и других вещных прав на магистральные и промысловые трубопроводы

Магистральные И промысловые трубопроводы относятся к недвижимому имуществу, государственная регистрация права собственности и других вещных прав на которые осуществляется в соответствии с гражданским законодательством.

Особенности государственной регистрации права собственности и других вещных прав на магистральные И промысловые трубопроводы устанавливаются Правительством Российской Федерации.

Статья 28. Организация по управлению Единой магистральной трубопроводной системой

Организация по управлению единой магистральной трубопроводной системой является открытым акционерным обществом, доля участия Российской Федерации в уставном капитале которой не может составлять менее 75 процентов.

Статья 29. Полномочия организации По управлению Единой магистральной трубопроводной системой

В целях обеспечения надежной транспортировки нефти и нефтепродуктов и выполнения международных договоров Российской Федерации о поставках нефти и нефтепродуктов организация по управлению единой магистральной трубопроводной системой:

Обеспечивает строительство, эксплуатацию, реконструкцию и модернизацию принадлежащих ей объектов единой магистральной трубопроводной системы;

Обеспечивает диспетчерское управление единой магистральной трубопроводной системой, а также технологически присоединенных к ней объектов нефтяной отрасли в точках их подключения;

Обеспечивает использование на объектах единой магистральной трубопроводной системы энергосберегающих и экологически чистых оборудования и технических процессов;

Осуществляет мероприятия, направленные на обеспечение промышленной и экологической безопасности объектов единой магистральной трубопроводной системы, охраны окружающей среды;

Осуществляет мероприятия, направленные на предупреждение потенциальных аварий и катастроф, ликвидацию их последствий на объектах единой магистральной трубопроводной системы;

Обеспечивает технологическое присоединение (подключение) объектов к единой магистральной трубопроводной системе;

Обеспечивает недискриминационный доступ к услугам по транспортировке нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам.

Организация по управлению единой магистральной трубопроводной системой осуществляет деятельность по развитию этой системы и строительству (реконструкции, модернизации) объектов, входящих в единую магистральную трубопроводную систему. Указанная деятельность включает в себя меры, направленные на устранение технологических ограничений для приема, транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов и развитие пропускной способности магистральных трубопроводов.

Финансирование указанных мер осуществляется за счет собственных и привлеченных средств организации по управлению единой магистральной трубопроводной системой, а также иных не запрещенных законом источников.

Статья 31. Диспетчерское управление единой магистральной трубопроводной системой

1. Диспетчерское управление единой магистральной трубопроводной системой представляет собой комплекс мер по централизованному технологическому управлению единой трубопроводной системы, осуществляемой организацией по управлению единой магистральной трубопроводной системой или ее дочерним обществом (далее – субъект диспетчерского управления).

2. Целью диспетчерского управления единой магистральной трубопроводной системой является обеспечение надежного приема, транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов и их качества, соответствующих требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, а также принятие мер для обеспечения исполнения гражданско-правовых обязательств субъектов нефтяной отрасли.

3. Диспетчерское управление объектами, технологически присоединенными (подключенными) к единой магистральной трубопроводной системе в точке подключения, осуществляется субъектом диспетчерского управления.

4. Контроль за деятельностью субъекта диспетчерского управления единой магистральной трубопроводной системы осуществляет уполномоченный Правительством Российской Федерации федеральный орган исполнительной власти.

5. Правила диспетчерского управления единой магистральной трубопроводной системы и порядок контроля за деятельностью субъекта диспетчерского управления единой магистральной трубопроводной системы устанавливаются Правительством Российской Федерации.

Статья 32. Особенности вывода нефтеперерабатывающих заводов и Магистральных трубопроводов в ремонт и из эксплуатации

1. В целях недопущения ущемления прав и законных интересов субъектов нефтяной отрасли и иных потребителей собственники или иные законные владельцы нефтеперерабатывающих заводов проектной мощностью переработки до 5 млн. тонн в год и магистральных трубопроводов осуществляют вывод нефтеперерабатывающих заводов, магистральных трубопроводов в ремонт и из эксплуатации в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

2. Собственник или иной законный владелец подсоединенного к единой магистральной трубопроводной системе объекта осуществляет вывод его из эксплуатации по согласованию с организацией по управлению единой магистральной трубопроводной системой.

3. Убытки, причиненные собственникам или иным законным владельцам нефтеперерабатывающих заводов и магистральных трубопроводов в результате ограничения их прав на вывод указанных объектов из эксплуатации, подлежат возмещению в соответствии с законодательством Российской Федерации.

1. Организация по управлению единой магистральной трубопроводной системой обязана обеспечить недискриминационный доступ к единой магистральной трубопроводной системе субъектам нефтяной отрасли с учетом особенностей, установленных настоящей статьей.

2. Право доступа к единой магистральной трубопроводной системе и терминалам при экспорте нефти и нефтепродуктов предоставляется нефтедобывающим и нефтеперерабатывающим организациям, а также организациям, являющимся основными обществами по отношению к нефтедобывающим и нефтеперерабатывающим организациям, пропорционально объемам добытой и переработанной нефти, сданной в единую магистральную трубопроводную систему с учетом пропускной способности магистральных трубопроводов (исходя из их технических возможностей).

3. Доступ к объектам единой магистральной трубопроводной системе, не являющихся собственностью организации по управлению единой магистральной трубопроводной системой, осуществляется при наличии свободной пропускной способности указанных объектов.

4. Правила недискриминационного доступа к услугам по транспортировке нефти и (или) нефтепродуктов по магистральным трубопроводам утверждаются Правительством Российской Федерации.

Статья 34. Технологическое присоединение (подключение) К магистральному трубопроводу

1. Технологическое присоединение (подключение) к магистральному трубопроводу, в том числе определение размера платы за технологическое присоединение (подключение) к магистральному трубопроводу, осуществляется в порядке, установленном Правительством Российской Федерации

2. Установление платы за технологическое присоединение (подключение) к магистральному трубопроводу осуществляется в соответствии со статьей 7 настоящего Федерального закона.

Взимание иной платы в рамках осуществления присоединения (подключения) к магистральному трубопроводу не допускается.

Глава VI. ОСНОВЫ РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

Статья 35. Требования к техническим проектам разработки месторождений углеводородного сырья

1. Технический проект разработки месторождений углеводородного сырья по каждому лицензионному участку недр, либо отдельному месторождению на данном лицензионном участке, на котором должен извлекаться попутный нефтяной газ, должен предусматривать обязательные требования к уровню и срокам начала использования попутного нефтяного газа на каждом этапе разработки и эксплуатации соответствующего участка недр, а также технико-экономическое обоснование установленного в каждом случае уровня использования попутного нефтяного газа.

2. Уровень и сроки начала использования попутного нефтяного газа на каждом этапе разработки и эксплуатации месторождения определяется с учетом необходимости достижения общего уровня использования попутного нефтяного газа в целом по лицензионному участку недр либо отдельного месторождения, входящего в лицензионный участок и на котором должен извлекаться попутный нефтяной газ, составляющего не менее 95 процентов от общего объема попутного газа, который мог бы быть получен из извлеченного на данном лицензионном участке недр или отдельном месторождении, входящем в лицензионный участок недр, попутного нефтяного газа.

В целях настоящего Федерального закона под попутным газом следует понимать попутный газ, признаваемый добытым полезным ископаемым в соответствии с пунктом 2 статьи 337 Налогового кодекса Российской Федерации.

3. В случае экономически обоснованной невозможности обеспечить установленный частью 2 статьи 6 настоящего Федерального закона уровень использования попутного нефтяного газа техническим проектом устанавливается иной уровень и сроки начала использования попутного нефтяного газа.

4. Неоднократное нарушение уровня и сроков использования попутного нефтяного газа, установленных техническим проектом, является основанием для прекращения права пользования участком недр, по которому допущены нарушения.

Статья 36. Об ограничении выброса попутного нефтяного газа в атмосферный воздух

1. Выброс попутного нефтяного газа в атмосферный воздух без его сожжения в факельных установках запрещается, за исключением случаев неизбежной технологической необходимости, аварий, технологических потерь в пределах установленных нормативов, естественной убыли в пределах установленных нормативов и иных случаев, установленных действующим законодательством.

2. Перечень случаев неизбежной технологической необходимости устанавливается федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в сфере пользования недрами, по согласованию с федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в сфере промышленной политики.

3. Выброс попутного нефтяного газа в атмосферный воздух в случае неизбежной технологической необходимости осуществляется на основании разрешения, выдаваемого федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим надзор в сфере пользования недрами по согласованию с федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим контроль и надзор в сфере охраны окружающей среды.

4. В заявлении на выдачу разрешения пользователем недр указывается неизбежная технологическая необходимость, по которой необходимо произвести выброс попутного нефтяного газа в атмосферный воздух, объём попутного нефтяного газа, предполагаемого к выбросу, расчёт предполагаемого экологического ущерба в результате выброса указанного объёма попутного нефтяного газа. К заявлению также прикладываются документы, подтверждающие случай (случаи) неизбежной технологической причины.

Методика расчёта предполагаемого к выбросу объёма попутного нефтяного газа и предполагаемого экологического ущерба в результате выброса указанного объёма попутного нефтяного газа утверждается федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в сфере пользования недрами.

5. Заявление должно быть рассмотрено в течение пятнадцати рабочих дней с даты его поступления в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий надзор за пользованием недрами.

1) Пользователем недр не доказана неизбежная технологическая необходимость;

2) Поданное заявление и (или) приложенные к нему документы не соответствуют требованиям, установленным федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в сфере пользования недрами или содержат недостоверные сведения, в том числе и в части расчётов согласно методики расчёта предполагаемого к выбросу объёма попутного нефтяного газа и предполагаемого экологического ущерба в результате выброса указанного объёма попутного нефтяного газа.

В случае если заявление не рассмотрено в установленный настоящим Федеральным законом срок, разрешение считается полученным.

6. Разрешение действительно в течение года со дня его выдачи, в нём указывается федеральный орган исполнительной власти, выдавший разрешение, пользователь недр, которому выдано разрешение, участок недр, в отношении которого выдано разрешение, объём попутного нефтяного газа, разрешённый к выбросу, а также размеры экологического ущерба, которые могут быть причинены.

7. Форма заявления, а также иные требования к его содержанию, перечень представляемых пользователем недр документов, порядок рассмотрения заявления, форма разрешения и состав иных содержащихся в нём сведений, устанавливаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в сфере пользования недрами.

8. Пользователь недр, получивший разрешение, обязан сообщить о датах начала и окончания выброса попутного нефтяного газа в атмосферный воздух федеральному органу исполнительной власти, осуществляющему надзор в сфере пользования недрами, в порядке и в сроки, установленные федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в сфере пользования недрами.

9. Получение пользователем недр разрешения не освобождает его от обязанности выплачивать плату за выбросы в окружающую среду вредных (загрязняющих) веществ, в порядке и размерах, установленных Правительством Российской Федерации.

Внесение платы за выбросы вредных (загрязняющих) веществ не освобождает пользователя недр, получившего разрешение, от возмещения ущерба, причиненного здоровью человека, имуществу граждан и юридических лиц и окружающей среде, если такое возмещение должно производиться в соответствии с гражданским законодательством.

10. Неисполнение условий и порядка выброса попутного нефтяного газа, предоставления информации о начале и окончании выброса попутного нефтяного газа в атмосферный воздух, установленных разрешением, настоящим Федеральным законом и принятыми на его основании нормативными актами, является основанием для досрочной отмены разрешения федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в сфере пользования недрами.

11. Заявки на получение разрешения, сведения о результатах рассмотрения заявок, сведения о произведённых на основании разрешений выбросов попутного нефтяного газа в атмосферный воздух размещаются в сети «Интернет» на официальном сайте федерального органа исполнительной власти, осуществляющего надзор за пользованием недрами, в порядке и в сроки, установленные федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в сфере пользования недрами.

12. Порядок действий пользователей недр и уполномоченных федеральных органов исполнительной власти в случае аварий и последующего выброса попутного нефтяного газа в атмосферный воздух определяется законодательством о промышленной безопасности.

Статья 37. Использование попутного нефтяного газа в качестве топлива

Попутный нефтяной газ может использоваться пользователем недр в качестве топлива в целях тепло – и электроснабжения в порядке, установленном действующим законодательством в области газо – и электроснабжения и с соблюдением установленных действующим законодательством правилами промышленной и экологической безопасности.

Нормативы технологических потерь и нормативы естественной убыли при использовании пользователями недр попутного нефтяного газа в качестве топлива устанавливаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в области энергетики.

Статья 38. Использование попутного нефтяного газа в технологических и иных целях, Нормативы потерь и естественной убыли

1. Пользователь недр, добывший попутный нефтяной газ, вправе свободно использовать его в технологических и иных целях за исключением сжигания на факельных установках свыше установленного частями 1 и 2 статьи 39 Федерального закона целевого показателя, выброса в атмосферный воздух или иного запрещённого действующим законодательством способа.

2. При использовании попутного нефтяного газа в технологических целях и иных целях пользователь недр обязан обеспечить требования промышленной и экологической безопасности.

3. Нормативы технологических потерь при использовании попутного нефтяного газа в технологических и иных целях газа и нормативы естественной убыли попутного нефтяного газа устанавливаются уполномоченными федеральными органами исполнительной власти.

1. Целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках для пользователей недр по каждому участку недр, на которые пользователю недр выдана лицензия, или отдельному месторождению, входящему в лицензионный участок недр, устанавливается в размере не более 5 процентов от объема извлечённого за календарный год попутного нефтяного газа.

2. Названный целевой показатель может быть увеличен техническим проектом в соответствии с частью 3 статьи 6 настоящего Федерального закона.

3. Названный целевой показатель в случае возникновения аварийной или иной чрезвычайной ситуации может быть увеличен по решению органа, осуществляющего надзор за пользованием недрами, по документально подтверждённому заявлению пользователя недр.

4. Заявление по каждому участку недр, на которые пользователю недр выдана лицензия, или отдельному месторождению, входящему в лицензионный участок недр, подаётся пользователем недр в течение 15 рабочих дней с даты возникновения аварийной или иной чрезвычайной ситуации в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий надзор за пользованием недрами. В заявлении указывается объём попутного нефтяного газа, который невозможно использовать в силу наступления аварийной или иной чрезвычайной ситуации, расчёт названного объёма и иные сведения, а также прикладываются документы в соответствии с Правилами подтверждения возникновения аварийной или иной чрезвычайной ситуации, утверждаемыми Правительством Российской Федерации.

Срок рассмотрения заявления не может превышать тридцати рабочих дней.

В случае удовлетворения заявления пользователю недр выдаётся разрешение, действительное в течение календарного года, на который испрашивается разрешение, с указанием объёма попутного нефтяного газа, разрешённого к сожжению свыше целевого показателя сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках.

В случае если заявление не рассмотрено в установленный настоящим Федеральным законом срок, разрешение считается полученным.

1) Непредставление документов, подтверждающих возникновение аварийной или иной чрезвычайной ситуации;

2) Поданное заявление и (или) приложенные к нему документы не соответствуют требованиям, установленным в соответствии с настоящим Федеральным законом и принятым в соответствии с ним нормативными актами.

6. Форма заявления, а также иные требования к его содержанию, порядок рассмотрения заявления, форма разрешения и состав иных содержащихся в нём сведений, устанавливаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в сфере пользования недрами.

7. Заявления пользователей недр на получение разрешения, сведения о результатах рассмотрения заявлений размещаются в сети «Интернет» на официальном сайте федерального органа исполнительной власти, осуществляющего надзор за пользованием недрами, в порядке и в сроки, установленные федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в сфере пользования недрами.

8. Информация об уничтоженных путём сожжения объемах попутного нефтяного газа по каждому участку недр размещается в сети «Интернет» на официальном сайте федерального органа исполнительной власти, осуществляющего надзор за пользованием недрами, в порядке и в сроки, установленные федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в сфере пользования недрами.

Пользователь недр, обеспечивающий на лицензионном участке недр или отдельном месторождении, входящем в лицензионный участок недр, использование попутного нефтяного газа свыше 95 процентов, вправе использовать объём попутного нефтяного газа, использованный сверх установленной нормы, для зачёта в счёт нормы использования по иным участкам недр, в отношении которых пользователю недр выдана лицензия или отдельным месторождениям, входящим в лицензионные участки недр, за тот же календарный год, или же отчуждения в порядке, установленном гражданским законодательством, в пользу иного пользователя недр с целью зачёта за тот же календарный год.

Названный объём не может быть использован для зачёта в случаях выброса попутного нефтяного газа в атмосферный воздух.

Порядок такого зачёта устанавливается Правительством Российской Федерации.

1. За неиспользование попутного нефтяного газа пользователем недр выплачивается плата, размер которой и порядок уплаты устанавливается Правительством Российской Федерации в соответствии с настоящей статьей.

1) попутный нефтяной газ, уничтоженный путем сжигания сверх установленного частью 1 или частью 2 статьи 12 настоящего Федерального закона целевого показателя сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках;

2) попутный нефтяной газ, выброшенный в атмосферный воздух по любым основаниям за исключением технологических потерь и естественной убыли в пределах установленных нормативов;

3) попутный нефтяной газ, в отношении которого пользователь недр не имеет подтверждения его уничтожения путем сжигания на факельных установках, выброса в атмосферный воздух, использования, фактической передачи третьим лицам по основаниям, установленным гражданским законодательством, утраты согласно нормативам технологических потерь и естественной убыли попутного нефтяного газа.

3. Размер платы за неиспользование попутного нефтяного газа, в том числе признаваемого неиспользованным в соответствии с пунктом 3 части 2 настоящей статьи, определяется исходя из стоимости попутного газа, который мог быть получен из объемов неиспользованного попутного нефтяного газа за календарный год на каждом лицензионном участке недр. Размер платы может быть дифференцированным в зависимости от объемов неиспользованного попутного нефтяного газа, но может составлять менее 25 и более 75 процентов от стоимости попутного газа.

Стоимость попутного газа в целях исчисления размера платы определяется в порядке, предусмотренном законодательством о налогах и сборах.

4. Внесение платы за неиспользование попутного нефтяного газа не освобождает пользователя недр от платы за выбросы в окружающую среду вредных (загрязняющих) веществ, образующихся в результате сжигания попутного нефтяного газа или его выбросов в атмосферный воздух, предусмотренной законодательством об охране окружающей природной среды, и от возмещения ущерба, причиненного здоровью человека, имуществу граждан и юридических лиц и окружающей среде, если такое возмещение должно производиться в соответствии с гражданским законодательством.

Статья 40. Требования безопасности при использовании попутного нефтяного газа и его сжигании на факельных установках

1. При использовании попутного нефтяного газа пользователь недр и лица, которым передан попутный нефтяной газ, обязаны соблюдать требования безопасности, установленные настоящим Федеральным законом, законодательством о газоснабжении и иным действующим законодательством.

2. Требования к факельным установкам в части экологической безопасности, а именно: мест размещения, полноты сжигания попутного нефтяного газа, предельно допустимых концентраций выбрасываемых в атмосферных воздух при сжигании вредных веществ, теплового излучения и шумового воздействия устанавливаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в области промышленной безопасности по согласованию с федеральным органом, осуществляющим нормативное регулирование в сфере природопользования.

При проектировании, строительстве и эксплуатации факельных установок пользователь недр обязан соблюдать требования в части промышленной безопасности.

3. Запрещается эксплуатировать факельные установки, не включённые в реестр или исключённые из него.

4. Реестр факельных установок с указанием координат их расположения, технических и экологических характеристик, названия лицензионных участков недр и номеров лицензий, наличия требуемых систем учёта уничтожаемого путём сожжения попутного нефтяного газа ведётся органом, осуществляющем надзор в области промышленной безопасности, в порядке, установленном федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в области промышленной безопасности.

Реестр факельных установок подлежит обязательному размещению на официальном сайте органа, осуществляющего надзор за промышленной безопасностью, в сети «Интернет».

Пользователь недр обязан предоставлять информацию о факельных установках, установленных на предоставленных ему участках недр, необходимую для составления реестра, органу, осуществляющему надзор за промышленной безопасностью, в объёме и в порядке, установленном федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в сфере промышленной безопасности по согласованию с федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативное регулирование в области пользования недрами.

Статья 41. Правовые основы реализации нефти и (или) нефтепродуктов

1. Реализация нефти и (или) нефтепродуктов осуществляется в соответствии с гражданским законодательством с учетом особенностей, установленных настоящим Федеральным законом.

2. Для отдельных категорий потребителей нефти и (или) некоторых видов нефтепродуктов Правительство Российской Федерации вправе устанавливать регулируемые цены (тарифы).

3. В отношении организаций (группы лиц), осуществляющих реализацию нефти и (или) нефтепродуктов, в исключительных случаях в целях предотвращения злоупотребления ими доминирующим положением допускается государственное регулирование цен на нефть и (или) некоторые виды нефтепродуктов в соответствии с настоящим Федеральным законом.

1. Экспорт нефти и (или) нефтепродуктов осуществляется в соответствии с графиком транспортировки нефти.

2. Экспорт нефти и (или) нефтепродуктов осуществляется через пункты отгрузки (перевалки), включенные в реестр.

Организация по управлению единой магистральной трубопроводной системой, организации железнодорожного транспорта, администрации морских портов, оборудованных терминалами для вывоза нефти и (или) нефтепродуктов, владельцы соответствующих терминалов в речных портах представляют в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, информацию о пунктах отгрузки (перевалки) по форме, установленной указанным федеральным органом исполнительной власти.

Реестр пунктов отгрузки (перевалки) нефти и (или) нефтепродуктов ведет федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

Статья 43. Деятельность по реализации нефти и (или) нефтепродуктов

1. Деятельность по реализации нефти и (или) нефтепродуктов вправе осуществлять индивидуальные предприниматели и юридические лица в соответствии с законодательством Российской Федерации.

2. Лица, осуществляющие деятельность по реализации нефти и (или) нефтепродуктов, обязаны обеспечивать:

1) соблюдение требований нормативных правовых актов Российской Федерации, регулирующих деятельность по реализации нефти и (или) нефтепродуктов;

2) наличие сертификатов на продукцию, подлежащую обязательной сертификации в случаях, предусмотренных законодательством о техническом регулировании;

3) наличие в штате специалистов, прошедших специальную профессиональную подготовку по работе с опасными объектами в установленном порядке, а также имеющих опыт работы с опасными объектами не менее трех лет.

3. Деятельность по реализации нефти и нефтепродуктов должна осуществляться в производственных помещениях, соответствующих строительным, техническим, экологическим, санитарно-эпидемиологическим, гигиеническим, противопожарным нормам и требованиям.

Статья 44. Реализация нефти и (или) нефтепродуктов на товарной бирже

1. Реализация нефти и (или) нефтепродуктов может осуществляться посредством биржевой торговли на товарной бирже в соответствии с законодательством о товарных биржах и биржевой торговле

2. Нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие организации, их группы продают (выставляют) на биржевых торгах не менее 3 процентов объемов добытой нефти или не менее 15 процентов объемов произведенных нефтепродуктов в течение календарного года.

3. С учетом особых географических и климатических условий Правительством Российской Федерации могут устанавливаться особенности реализации нефти и (или) нефтепродуктов на товарной бирже для отдельных субъектов Российской Федерации.

ГЛАВА VIII. ОСОБЕННОСТИ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ В НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ

Статья 45. Проектирование, строительство, реконструкция, капитальный ремонт объектов капитального строительства на месторождениях нефти и магистральных трубопроводов и государственный строительный надзор за строительством, реконструкцией, капитальным ремонтом этих объектов

1. Особенности проектирования, строительства, реконструкции, капитального ремонта объектов капитального строительства на месторождениях нефти и магистральных трубопроводов устанавливаются Правительством Российской Федерации.

2. Проектирование, строительство, реконструкция, капитальный ремонт магистральных трубопроводов, расположенных на территориях с особыми географическими и климатическими условиями, должны осуществляться с учетом их влияния на магистральные трубопроводы, связанного с рельефом местности, геологическим строением грунта, гидрогеологическим режимом, сейсмическими условиями, а также с учетом возможности изменения во времени величин этого воздействия.

3. Государственная экспертиза проектной документации на строительство, реконструкцию, капитальный ремонт объектов капитального строительства на месторождениях нефти и магистральных трубопроводов, а также государственный строительный надзор за строительством, реконструкцией, капитальным ремонтом этих объектов осуществляются в соответствии с законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности.

Статья 46. Особенности обеспечения промышленной безопасности объектов капитального строительства на месторождениях нефти и трубопроводов

Собственники или иные законные владельцы объектов капитального строительства на месторождениях нефти, и магистральных и промысловых трубопроводов, кроме мер, предусмотренных законодательством Российской Федерации в области промышленной безопасности, обязаны предусматривать и осуществлять меры по безопасному функционированию таких объектов, локализации и уменьшению последствий аварий, катастроф на стадиях проектирования, строительства, реконструкции, капитального ремонта и эксплуатации указанных объектов.

Статья 47. Особенности ведения учета доходов, продукции И затрат по видам деятельности в нефтяной отрасли

1. Субъекты нефтяной отрасли обязаны вести раздельный учет (в том числе первичный бухгалтерский учет) продукции, доходов и затрат по следующим видам деятельности в нефтяной отрасли:

Транспортировка нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам;

Диспетчерское управление единой магистральной трубопроводной системой;

2. Методические указания по ведению раздельного учета по видам деятельности в нефтяной отрасли утверждаются Правительством Российской Федерации.

Статья 48. Меры поддержки субъектов малого и среднего предпринимательства

1. Поддержка субъектов малого и среднего предпринимательства в нефтяной сфере осуществляется в соответствии с законодательством Российской Федерации.

2. Субъекты малого и среднего предпринимательства в нефтяной сфере имеют право на доступ к:

А) услугам по транспортировке магистральными трубопроводами нефти и (или) нефтепродуктов;

Статья 49. Меры пОддержки отечественных производителей Технологического оборудования, технических средств и материалов

1. Геологическое изучение, добыча, переработка и транспортировка нефти и нефтепродуктов должны производиться на технологическом оборудовании, технических средствах и материалах российского происхождения, соответствующих требованиям энергосбережения и повышения энергетической эффективности, в объеме не менее 40 процентов, а на континентальном шельфе Российской Федерации в объеме не менее 20 процентов общей стоимости приобретенных (в том числе по договорам аренды, лизинга и по иным законным основаниям) в каждом календарном году.

2. В целях развития и поддержки освоения континентального шельфа Российской Федерации отечественным производителям предоставляются субсидии из федерального бюджета на проектирование, разработку и производство оборудования, технических средств и материалов для геологического изучения, добычи и транспортировки нефти на континентальном шельфе Российской Федерации в соответствии с бюджетным законодательством Российской Федерации.

Примечание. Для целей настоящего Федерального закона оборудование, технические средства и материалы считаются российского происхождения при условии, что они изготовлены российскими юридическими лицами и (или) гражданами Российской Федерации на территории Российской Федерации из узлов, деталей, конструкций и комплектующих, не менее чем на 50 процентов в стоимостном выражении произведенных на территории Российской Федерации российскими юридическими лицами и (или) гражданами Российской Федерации.

Статья 50. Правовые основы взаимодействия субъектов нефтяной отрасли и электроэнергетики

В целях обеспечения функционирования объектов нефтяной отрасли и работающих на нефти и (или) нефтепродуктах объектов электро – и теплоснабжения субъекты нефтяной отрасли и электроэнергетики осуществляют меры по координации взаимодействия указанных систем, в том числе:

Разрабатывают и согласовывают балансы потребления нефти и (или) нефтепродуктов в Российской Федерации, электрической и тепловой энергии, обеспечивающих их эффективное функционирование;

Заключают долгосрочные договоры поставки электрической и (или) тепловой энергии для объектов нефтяной отрасли и нефти и нефтепродуктов для объектов системы электро – и теплоснабжения с указанием особых условий таких поставок и оплаты за поставляемые товары.

В целях обеспечения модернизации нефтеперерабатывающих организаций, внедрения высокоэффективных технологий переработки нефти допускается глубина переработки нефти:

1. Настоящий Федеральный закон вступает в силу по истечении ста восьмидесяти дней после дня его официального опубликования, за исключением части 2 статьи 45 настоящего Федерального закона.

2. Часть 2 статьи 45 настоящего Федерального закона вступает в силу с 1 января 2013 года.

Http://pandia. ru/text/78/197/47709.php

Экологические проблемы добычи, транспортировки и переработки нефти»

Экологические проблемы использования сырой нефти и нефтепродуктов

К числу наиболее опасных и распространенных загрязняющих гидросферу веществ относится нефть и нефтепродукты. Имеются

Данные, что в настоящее время загрязнено около 1/5 акватории океана, в воды ежегодно попадает от 30 до 50 млн. тонн нефти, а каждая тонна ее способна покрыть пленкой до 12 км 2 поверхности

Содержание нефти даже в количестве 0,05 мг/л делает воду непригодной для питья, а при концентрации 0,5 мг/л погибают многие виды организмов, связанных с водной средой. Из-за запаховых явлений изменяются пути миграции рыб и других организмов.

Особенно чувствителен к нефтяным и другим загрязнениям планктон. Гибель его лишает возможности существования многие другие организмы. Нефтяная пленка сильно изменяет отражательную способность водной поверхности, является причиной изменения температурного баланса водной поверхности.

На берег. Здесь она губит прибрежные экосистемы, играющие важную роль при очистке воды.

Разрушенные экосистемы долго не восстанавливаются. Часть нефти, впитываясь в грунты, попадает в грунтовые воды, а затем в результате круговорота вод вновь возвращается в

Источники. Длительно не разлагающиеся нефтепродукты попадают в океанические течения и переносятся на большие расстояния.

Нефть известна человечеству с древнейших времён, что иллюстрируется следующими данными: ___________________________________

Http://docbase. org/5248-konspekt-uroka-na-temu-neft-i-sposoby-ee-pererabotki-ekologicheskie-problemy-dobychi-transportirovki-i-pererabotki-nefti. html

Подготовка извлеченной из недр нефти ставит целью удаление из нее механических примесей, растворенных солей и воды и стабилизацию по составу. Эти операции проводят как непосредственно на нефтяных промыслах, так и на нефтеперерабатывающих заводах.

Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы, пластовую воду и растворенные в воде минеральные соли, которые отрицательно сказываются на транспортировке, хранении и последующей переработке ее. Поэтому, подготовка нефти к переработке обязательно включает следующие операции:

— удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация нефти;

На рисунке 13.1 представлена общая схема переработки нефти и нефтепродуктов.

На крупных месторождениях нефти эти операции объединены в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды. На рисунке 13.2 представлена подобная система.

Рисунок 13.2. Схема сбора нефти, газа и воды на нефтяных промыслах.

1 — скважины, 2 — групповая замерная установка, 3 — коллектор, 4 — дожимная насосная станция, 5 — газоперерабатывающий завод, 6 — установка подготовки нефти, 7 — установка очистки воды, 8 — насосы, 9— нагнетательные скважины, 10— герметизированные резервуары, 11 — установка для определения качества нефти («Рубин»), 12 — товарные резервуары, 13 — магистральный нефтепровод.

Сырая нефть из скважин 1 под собственным давлением направляется к групповым замерным установкам (ГЗУ) 2, в которых нефтяной газ отделяется от жидкости и замеряются количества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой и полученная смесь подается по коллектору (длиной до 8 км) 3 в дожимную насосную станцию 4, где газ отделяется от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) 5, а частично дегазированная нефть направляется на установку подготовки нефти (УПН) 6. На УПН проводятся операции окончательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти. Газ далее направляется на ГПЗ, а вода — на установку очистки 7. Очищенная вода закачивается насосами 8 в нефтяной пласт через нагнетательные скважины 9. Обессоленная и обезвоженная нефть из УПН поступает в герметизированные резервуары 10, из которых насосами перекачивается в установку «Рубин» 11 для определения качества и количества нефти. При удовлетворительном результате нефть подается в товарные резервуары 12 и из них в магистральный нефтепровод 13, транспортирующий нефть на нефтеперерабатывающие заводы. При неудовлетворительном качестве подготовки нефти она возвращается из установки «Рубин» в УПН.

В настоящее время разрабатываются методы магистральной транспортировки газонасыщенных нефтей, то есть доставки потребителю нефти и газа по одному трубопроводу. Это позволяет уменьшить расход энергии на перекачку продукта за счет снижения его вязкости и более полно утилизировать попутные нефтяные газы.

Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C1—C4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется Стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожимных станциях и УПН (рис. 2), или на газоперерабатывающих заводах (рисунок 3).

В первом случае попутный газ отделяют от нефти многоступенчатой сепарацией в сепараторах-газоотделителях (траппах), в которых последовательно снижаются давление и скорость потока нефти. В результате происходит десорбция газов, совместно с которыми удаляются и затем конденсируются летучие жидкие углеводороды, образуя «газовый конденсат». При сепарационном методе стабилизации в нефти остается до 2% углеводородов состава С1—С4.

Прежде, чем подвергнуть нефть перегонке, её из скважин направляют по трубопроводам в Сепараторы-газоотделители (Траппы) – стальные вертикальные цилиндры, в которых Попутный газ отделяют от Нефти многоступенчатой Сепарацией путём последовательного Снижения Давления До атмосферного и Скорости Потока нефти.

В результате происходит Десорбция Газов, совместно с которыми Удаляются и затем Конденсируются летучие Жидкие углеводороды, образуя «газовый»конденсат.

Http://studopedia. org/5-14727.html

Нефть (греч. ναφθα, или через тур. neft, от персидск. нефт; восходит к аккад. напатум — вспыхивать, воспламеняться) — горючая маслянистая жидкость, являющаяся смесью углеводородов, красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочной оболочке Земли; на сегодня — одно из важнейших для человечества полезных ископаемых.

Нефтедобыча — отрасль экономики, занимающаяся добычей природного полезного ископаемого — нефти. Нефтедобыча — сложный производственный процесс, включающий в себя геологоразведку, бурение скважин и их ремонт, очистку добытой нефти от воды, серы, парафина и многое другое.

Россия обладает одним из самых больших в мире потенциалов топливно-энергетических ресурсов. На 13% территории Земли, в стране, где проживает менее 3% населения мира, сосредоточено около 13% всех мировых разведанных запасов нефти. Так как Россия богата нефтяными запасами, то существует определённые механизмы добычи нефти, её переработки и транспортировки.

По способам современные методы добычи флюидов или скважинной жидкости (в т. ч. нефти) делятся на:

Фонтанный способ добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, как уже отмечалось выше, является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти, особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти, кроме того, является наиболее дешевым. Он обладает рядом преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации скважин, таких как:

-возможность регулирования режима работы скважины в широких пределах;

-удобства выполнения исследований скважин и пласта с применением практически всех современных методов;

-значительная продолжительность межремонтного периода работы (МРП) скважины и др.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, из которых добывается нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью нефтегазоводонасыщенных пород, пластовыми температурой, продуктивностью пласта и т. д.

1 – пласт; 2 – интервал перфорации; 3 – штуцер забойный; 4 – отсекатель; 5 – колонная головка; 6, 8 – манометры; 7 – лубрикатор; 9-77, 75 – задвижки; 12 – устьевой штуцер; 13 – крестовина; 14 – катушка; 16 — импульсная линия; 17 — НКТ; 78 – пакер; 19 – воронка башмачная; 20 – колонна обсадная

В зависимости от этих факторов выбирается схема оборудования фонтанной скважины. Общая схема оборудования фонтанной скважины приведена на рис. 1.2. Основными элементами схемы являются: колонная головка 5, фонтанная арматура с лубрикатором 7 для проведения различных операций в работающей скважине, насосно-компрессорные трубы 17. Возможна установка пакера 75 или башмачной воронки 19 для устранения пульсирующей работы фонтанного подъемника. В высокопродуктивных пластах НКТ оборудуются скважинными отсекателями 4 для аварийного отключения. На фонтанной арматуре устанавливаются штуцер, предохранительные клапаны, пробоотборные устройства, приборы контроля.

При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.

Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ:

Возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;

-эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;

-эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;

-возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;

-большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;

-возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;

-простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;

-простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче [2, 9-14 и др.].

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей.

Наземное оборудование газлифтных скважин практически не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура устанавливается на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение – герметизация устья, подвеска подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа, по промывке скважины и т. д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб.

Кроме того, скважина оборудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

ЭЦН (Электрический центробежный насос)- наиболее широко распространенный в России аппарат механизированной добычи нефти.

ЭЦН — центробежный насос. ЭЦН — погружной насос Необходимость эксплуатации ЭЦН в скважине накладывает ограничения на диаметр насоса. Большинство применяемых центробежных насосов для добычи нефти не превышает 103 мм (5А габарит насоса). В то же время длина ЭЦН в сборе может достигать 50 м. Основными параметрами определяющими характеристики работы насоса являются: номинальный дебит или производительность (м3/сут) развиваемый напор при номинальном дебите (м) частота вращения насоса (об/мин)

Глубинные (скважинные) штанговые насосы (ГШН) являются наиболее распространенным видом насосов, предназначенных для подъема жидкости из нефтяных скважин.

Насосы состоят из цельного неподвижного цилиндра с удлинителями, подвижного плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов и замка.

Удлинители навертываются на цилиндр по одному с каждой стороны. Наличие удлинителей позволяет выдвигать плунжер из цилиндра при работе насоса, при этом предотвращаются отложения на внутренней поверхности цилиндра, что исключает заедание плунжера и создает благоприятные условия при проведении ремонта.

Детали насосов, находящиеся под напряжением, изготовлены из высоколегированных сталей и сплавов, что обеспечивает длительную безотказную работу насосов.

Герметичность посадки насосов, резьбовых соединений, полная взаимозаменяемость всех деталей насоса обеспечены высокой точностью их изготовления.

По присоединительным размерам и резьбам все насосы модифицированы под отечественное скважинное оборудование.

УЭВН – вертикальный электронасосный агрегат с винтовым (сдвоенным) скважинным погружным насосом.

Цель переработки нефти (Нефтепереработки) — производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив (автомобильных, авиационных, котельных и т. д.) и сырья для последующей химической переработки

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции.

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

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

Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти

Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.

Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.

По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:

Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т. д.

Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т. д.

Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С[1]. В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и его октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения ароматических углеводородов.

Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных (пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.

Гидрокрекинг — процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем гидрокрекинга является тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода служит газ риформинга. Основными продуктами гидрокрекинга являются дизельное топливо и т. н. бензин гидрокрекинга (компонент автобензина).

Коксование Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов. Изомеризация

Процесс получения изоуглевородов (изопентан, изогексан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изопрен из изопентана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

Алкилирование — введение алкила в молекулу органического соединения. Алкилирующими агентами обычно являются алкилгалогениды, алкены, эпоксисоединения, спирты, реже альдегиды, кетоны, эфиры, сульфиды, диазоалканы.

Большинство нефтепромыслов находится далеко от мест переработки или сбыта нефти, поэтому быстрая и экономичная доставка «черного золота» жизненно важна для процветания отрасли.

Самым дешевым и экологически безопасным способом транспортировки нефти являются Нефтепроводы. Нефть в них движется со скоростью до 3 м/сек под воздействием разницы в давлении, создаваемой насосными станциями. Их устанавливают с интервалом в 70-150 километров в зависимости от рельефа трассы. На расстоянии в 10-30 километров в трубопроводах размещают задвижки, позволяющие перекрыть отдельные участки при аварии. Внутренний диаметр труб, как правило, составляет от 100 до 1400 миллиметров. Их делают из высокопластичных сталей, способных выдержать температурные, механические и химические воздействия. Постепенно все большую популярность обретают трубопроводы из армированного пластика. Они не подвержены коррозии и обладают практически неограниченным сроком эксплуатации.

Нефтепроводы бывают подземными и наземными. У обоих типов есть свои преимущества. Наземные нефтепроводы легче строить и эксплуатировать. В случае аварии значительно легче обнаружить и устранить повреждение на трубе, проведенной над землей. В то же время подземные нефтепроводы менее подвержены влиянию изменений погодных условий, что особенно важно для России, где разница зимних и летних температур в некоторых регионах не имеет аналогов в мире. Трубы можно проводить и по дну моря, но поскольку это сложно технически и требует больших затрат, большие пространства нефть пересекает при помощи танкеров, а подводные трубопроводы чаще используют для транспортировки нефти в пределах одного нефтедобывающего комплекса.

Идею использования трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов предложил великий русский ученый Д. И. Менделеев. Он объяснил основные принципы строительства и привел аргументы в пользу этого вида транспорта.

Различают три вида нефтепроводов. Промысловые, как понятно из названия, соединяют скважины с различными объектами на промыслах. Межпромысловые ведут от одного месторождения к другому, магистральному нефтепроводу или просто относительно удаленному промышленному объекту, находящемуся за пределами исходного нефтедобывающего комплекса. Магистральные нефтепроводы прокладывают для доставки нефти от месторождений до мест перевалки и потребления, к которым, в том числе, относятся нефтебазы, нефтеналивные терминалы, нефтеперерабатывающие заводы.

Современные танкеры – это гигантские суда. Впечатляющие размеры объясняются экономическим «эффектом масштаба». Стоимость перевозки одного барреля нефти на морских судах обратно пропорциональна их размерам. Кроме того, число членов экипажа большого и среднего танкера примерно одинаково. Поэтому корабли-гиганты значительно сокращают расходы компаний на транспортировку. Однако не все морские порты в состоянии принять у себя супер-танкер. Для таких гигантов нужны глубоководные порты. Так, например, большинство российских портов из-за ограничений по фарватеру не способно принимать танкеры с дедвейтом более 130-150 тысяч тонн.

Еще один вид транспортировки нефти – По железной дороге. Это быстрый всесезонный способ. В нашей стране его используют, чтобы доставить нефть из Западной Сибири на Дальний Восток, Южный Урал и в страны Центральной Азии. Из Урала нефть везут на Запад, на Северный Кавказ и в Новороссийск. Однако для доставки «черного золота» по железной дороге требуется в 10 раз больше трудозатрат, чем для ее транспортировки по нефтепроводам. Поэтому даже в странах с разветвленной железнодорожной сетью этот способ перевозки нефти является второстепенным.

История нефтяной индустрии России насчитывает уже более 130 лет. За это время нефть стала чем-то неотделимым от России (сначала в образе царской России, затем СССР и на конец Российской Федерации). Менялся облик страны, менялся режим, народ, его идеи цели и чаяния, вместе с ними менялась и нефтедобывающая отрасль, претерпевая взлеты и падения, триумфы и крахи.

Сегодня значение нефти России трудно переоценить. Большинство самых богатых людей и компаний работающих в РФ так или иначе связаны с нефтью. Она же приносит значительную прибыль стране и позволяет решать экономические, социальные и (как видим) политические проблемы.

Нефть для России важна – это факт. Однако, у каждой медали есть обратная сторона. Ни для кого не тайна что Россия находится в зависимости от этого сырья. На сегодняшний день, дальнейшее экономическое (и не только) будущее России во многом определяется не ее успехами в высоких технологиях и конкурентно способностью на международных рынках ее товаров, а мировыми ценами на нефть.

В январе-сентябре 2010 года в России объем добыч нефти вырос в годовом выражении на 2,4% – до 420 млн. тонн, что является рекордной величиной за всю новейшую историю страны. По итогам текущего года показатель может составить 504,8 млн. тонн, в октябре среднесуточный объем добычи составил 1,4 млн. тонн, что является рекордным значением за последние 20 лет. Такая положительная динамика роста добычи нефти связана с мерами государственной поддержки в отрасли, а также с введением крупных инфраструктурных проектов. Также льготные ставки экспортной пошлины на нефть позволили начать освоение Ванкорского, Талаканского и Верхнечонского месторождений, а также эксплуатацию нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан.

Теперь главное не столкнуться с проблемой неразвитости инфраструктуры по транспорту нефти, ограничивающей возможности для сбыта дополнительно добываемых объемов нефти. Итогом этого может стать замедление темпов роста добычи и экспорта нефти в результате инвестиционных решений добывающих компаний, направленных на сдерживание добычи ввиду ограниченности возможностей инфраструктуры.

1) Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов – 3 изд.-2009 г. Изд. «Альянс»

Http://twidler. ru/referat/promyshlennost-proizvodstvo/metody-dobychi-nefti-i-eyo-transportirovka-292604

Добавить комментарий