Где находится нефтеперерабатывающий завод

В 2019 году аналитики норвежской консалтинговой компании Rystad Energy прогнозируют «бум инвестиций» в добычу углеводородов на шельфе. Так, если нефтяные котировк.

Президент Узбекистана Шавкат Мирзиёев в четверг примет участие в церемонии открытия Кандымского газоперерабатывающего завода (ГПЗ), который построило ПАО "Лукойл".

С 2013 года в немецком Вормсе выпускают моторное масло бренда ROWE. Всего за год компания выпускает не менее 100 тысяч тонн смазки. При этом присадки и базовое масло з.

Эксперты завершили выездную оценку деятельности эколого-аналитической лаборатории нефтеперекачивающей станции Вагай Ишимского районного нефтепроводного управления (РНУ.

На прошлой неделе запасы нефти и особенно нефтепродуктов в США заметно снизились вопреки прогнозам аналитиков. Однако произошло в значительной степени благодаря сокращению нетто-импо.

Информационная модель инфраструктуры Новопортовского месторождения представляет собой электронное хранилище инженерной и финансовой информации о каждом производственном объекте актив.

К 2019 году объём вложений в разработку нефти на шельфовых месторождениях может достичь рекорда за 13 лет

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

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

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

Группа компаний Грайф в России и СНГ. Крупнейший производитель промышленной упаковки. Грайф предлагает стальные бочки цилиндрические и конические, еврокубы, поликарбонатные бутыли для воды, биг-бэги, .

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

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

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

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

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

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

Http://www. benzol. ru/gde-raspolozheny-neftepererabatyvayushchie-zavody. htm

Антипинский Нефтеперерабатывающий Завод, несмотря на относительно молодой возраст (чуть более 10 лет) занимает достойное место в списке крупнейших российский предприятий, работающих в данной отрасли. Он не только стал самым влиятельным игроком в Уральском и Западносибирском регионах, но и получил известность за пределами Российской Федерации.

После введения в строй всех мощностей объемы переработки предприятия достигли 9 миллионов тонн нефти в год при высочайшем уровне качестве. Бензин и дизтопливо, выпускаемые Антипинским НПЗ, соответствуют стандартам Евро-5. Благодаря инновационному оснащению, специалистам предприятия удалось обеспечить уникальную глубину нефтепереработки, которая по состоянию на 2016 год составила 98%.

Линейка нефтепродуктов Антипинского завода выглядит следующим образом:

Бензин газовый; Бензины АИ-92 и АИ-95 класса Евро5; Дизтопливо класса Евро 5; Нефтяной кокс нефтяной; СУГ (ПА, ПБА, ПБТ); Газовая техническая сера.

рекордная для отечественных предприятий глубина переработки нефти способствовала тому, что предприятие прекратило выпуск остаточных нефтепродуктов, за исключением товарного кокса для металлургических заводов;- это единственное крупное российское нефтеперерабатывающее предприятие, находящееся в частной собственности; НПЗ интегрирован с магистральным нефтепроводом компании «Транснефть» с пропускной способностью более 7 миллионов тонн в год (в ближайшее время планируется увеличение до 9 миллионов тонн); НПЗ интегрирован с магистральным трубопроводом по транспортировке дизтоплива «Транснефть» с пропускной способностью 1,8 миллионов тонн (планируется увеличение более, чем в 1,5 раза); предприятие оборудовано технологичными линиями, позволяющими осуществлять отпуск топлива автоналивом в бензовозы объемом от 5 до 30 тонн; завод находится в центре Тюменской области, где находится более 60% всех российских нефтяных запасов; благодаря выгодному транспортному расположению Антипинский НПЗ имеет большой потенциал по снабжению нефтепродуктами всех регионов Уральского федерального округа и прилегающих областей.

Основал это успешное предприятия известный бизнесмен Дмитрий Мазуров. Это знаковое событие произошло в июле 2004 года. С этого момента стартовал стремительный процесс наращивания мощностей нефтеперерабатывающего завода. Уже через два года, запущенная в эксплуатацию 1-я очередь завода обеспечивала возможность переработки более 400 000 тонн нефти в год.

Темпы развития производственных мощностей Антипинского НПЗ впечатляют: к 2010 году, когда заработала вторая очередь завода объемы переработки выросли до 2,5 миллионов тонн. После проведенной модернизации к 2012 году этот показатель достиг 4 миллионов тонн в год. В 2014 год завершилась начальная стадия введения в строй 3-й очереди предприятия, в ходе которой были запущены суперсовременные очистные системы с 5-ю ступенями. В 2015 году структура собственности предприятия изменилась, и оно было реорганизовано в АО «Антипинский НПЗ». В настоящее время, после запуска третьей очереди мощностей завод способен перерабатывать более 9 миллионов тонн нефти ежегодно.

Производственные мощности Антипинского НПЗ включают 4 технологические очереди, обеспечивающие максимальную на сегодняшний день глубину нефтепереработки (в 2017 году этот показатель достиг 98%).

Каждая очередь представляет собой законченный производственный цикл, и включает системы, обеспечивающие возможность отпуска нефтепродуктов покупателям. В состав оборудования завода входят такие установки и системы, как:

АТ-1 и АТ-2; ЭЛОУ-АТ-3 (переработка 3,7 млн. тонн нефти в год); установка гидроочистки дизтоплива; линия по выпуску водорода и элементарной серы; линия газоочистки; комбинированная установки коксования гудрона; линия вакуумной перегонки мазута.

История развития и успеха АО «Антипинский НПЗ» продолжается. В настоящее время идет работа по подготовке к запуску 4-й очереди завода, которая позволит еще больше увеличить объемы выпуска высококачественных нефтепродуктов.

Http://mos-nt. ru/info/articles/neftebazy? ELEMENT_ID=7112

Объёмы производства дизельного топлива, напротив, немного сократились: за первый квартал – 1,06 млн тонн, на 2,9% меньше, чем за аналогичный период 2017 года.

Более 76% моторного топлива обеспечили Павлодарская и Южно-Казахстанская области – 350,9 тысячи тонн (доля от РК – 42,2%) и 281,2 тысячи тонн (доля от РК – 33,8%) соответственно.

Здесь работают Павлодарский нефтехимический завод и шымкентский нефтеперерабатывающий завод “ПетроКазахстан Ойл Продактс” (ПКОП). На Атыраускую область, где находится Атырауский нефтеперерабатывающий завод, пришлось 179,4 тысячи тонн, доля от РК – 21,6%.

Самый большой объём дизельного топлива также произвели в Павлодарской области – 442,9 тысячи тонн, доля от РК – 41,6%. Следом идут ЮКО и Атырауская область – 285,7 тысячи тонн (доля от РК – 26,8%) и 283,4 тысячи тонн (доля от РК – 26,6%) соответственно.

Средняя розничная цена на бензин АИ-92 за месяц выросла на 1,1% и составила в марте 2018 года 163,4 тенге за литр. За год цена на самую популярную марку бензина подскочила сразу на 14,9%.

Бензин АИ-95/96 за месяц подорожал на 0,2%, до 178,2 тенге за литр, за год – на 15,2%. Марка бензина АИ-98 выросла в цена за месяц на 0,9%, до 192,1 тенге, годовой рост достиг 17%.

Летнее дизельное топливо подорожало за месяц на 1% и составило в марте 2018 года 162,1 тенге за литр (рост за год – на 23,2%). Зимнее дизельное топливо, наоборот, подешевело за месяц на 0,4%, до 210,8 тенге. В то же время годовой рост стоимости зимнего дизтоплива достиг сразу 23,8%.

10 апреля 2018 года “ПетроКазахстан Ойл Продактс” начал плановый капитальный ремонт сроком на один месяц. Перед остановкой шымкентского завода все резервуарные парки были полностью заполнены необходимым объёмом товарной продукции. В Минэнерго пообещали, что остановка Шымкентского нефтеперерабатывающего завода на плановый капитальный ремонт не вызовет дефицита горюче-смазочных материалов в стране.

В феврале 2018 года министр энергетики РК Канат Бозумбаев рассказал, почему модернизация трёх НПЗ не покроет дефицит топлива, который ожидается в 2021-2023 годах.

“Мощности трёх НПЗ, даже модернизированных, уже не будет хватать. В 2026 году также будет нехватка авиакеросина. Поэтому речь идёт о том, что нужно в 2018 году сделать технико-экономическое обоснование четвёртого НПЗ, в 2019 году принять соответствующее решение и в 2019 году начать строительство нефтеперерабатывающего завода”, – сообщил он.

Ранее глава государства раскритиковал работу Правительства по обеспечению Казахстана бензином. Нурсултан Назарбаев заявил о необходимости ускорить строительство четвёртого НПЗ.

Если вы нашли ошибку в тексте, выделите ее мышью и нажмите Ctrl+Enter

Http://informburo. kz/novosti/v-kazahstane-benzin-ai-92-podorozhal-na-15-za-god. html

Ряд приморских поселков я уже показал, пора съездить в столицу района – город-герой Туапсе.

По трассе вдоль моря время от времени ходят рейсовые автобусы, а можно поймать попутную машину. Если прокатите за местного, то возьмут 100р, если увидят в вас отдыхающего, то многократно больше:).

Если по аллее идти в сторону моря, то вскоре можно выйти к дворцу культуры моряков

Трехгранный обелиск «Борцам за власть Советов», установлен в честь 50-летия Октябрьской революции.

В связи с высокой промышленной направленностью города (здесь и порт, и нефтеперерабатывающий завод с нефтетерминалом, судоремонтный завод) туризм здесь имеет подчиненное значение, большинство отдыхающих используют город лишь как перевалочную базу и далее разъезжаются по прибрежным поселкам.

25. Лестница на горку, где находятся несколько памятников, музей и храм.

Памятник Неизвестному солдату, открыт в честь 20-летия Победы. В его пьедестале замурована кассета с магнитофонной лентой, письменный текст клятвы на верность Родине и обращение к тем, кто будет отмечать 50-летие Великой Отечественной войны, свято беречь и умножить подвиги героев обороны Туапсе. Интересно, достали ли кассету 15 лет назад?

Спустились обратно вниз и пошли в сторону городского рынка – коллеги хотели купить копченой и вяленой рыбки:).

Цитата: Семен Семеныч от 10.02.2012, 22:57:23>>>>Не могу понять, город красивый или нет?

Спасибо за фотографии! я там не была ни разу, но захотелось посетить. Как же я люблю эти прибрежные города и поселки.

Цитата: Оля философ от 14.02.2012, 21:07:33>>>> Как же я люблю эти прибрежные города и поселки.

Http://forum-slovo. ru/index. php? topic=31833.0;imode

МОСКВА, 2 дек — РИА Новости.Итальянская нефтегазовая компания Eni заявила, что опасность после вчерашнего пожара на нефтеперерабатывающем заводе на севере страны устранена, ситуация находится под контролем.

Местные СМИ в четверг сообщили о сильном взрыве на предприятии, которое находится в городке Саннадзаро-де-Бургонди в северной провинции Павия. Сразу же после этого, по сообщениям СМИ, возник сильный пожар: огромный столб черного дыма был виден далеко за пределами завода.

"В связи с пожаром, возникшем вчера на предприятии… сообщаем, что тревога снята в 7.50 утра (9.50 мск)", — говорится в сообщении нефтегазовой группы. Согласно первым замерам воздуха, полученным от местных властей, уровень содержания загрязняющих веществ не является значительным.

Служба безопасности завода совместно и экстренные службы продолжают работы по охлаждению затронутых пожаром производственных линий, где происходит контролируемое остаточное горение. Процесс находится под контролем, доступ в эти помещения ограничен.

Предприятие, где произошел инцидент, занимается глубоким гидрокрекингом, то есть высокотемпературной переработкой под действием водорода нефти и ее фракций для получения бензина, смазочных масел, а также сырья для химической и нефтехимической промышленности.

Как отмечает ENI, производственный и вспомогательный персонал предприятия беспрепятственно проходит на территорию завода для того, чтобы приступить к повседневным обязанностям. Оценка ущерба будет произведена в кратчайшие сроки, причины пожара будут установлены совместно с компетентными органами.

Итальянская нефтегазовая компания Eni образована в 1953 году. Компания работает в 83 странах мира и входит в топ-15 крупнейших промышленных мировых компаний.

Http://infocrystal. ru/infocrystal/articles? id=347861

АО Шаньдунский завод горного машиностроения Синьхай ( тикер: 836079) был основан в 1997 году, и он был известным как ООО Яньтайский завод горного машиностроения Синьхай, занимается выполнением проекта по обогащению руд под ключ, включая ислледование и проектирование, изготовление оборудования, закупки оборудования, услуги по управлению и эксплуатации рудника, управление закупки расходных материалов и объединение префессиональных ресурсов. Основные продукты включают:”небольшая кухня масштабные нпз добыча золота”. До сих бор Синьхай уже выполнил более 200 проектов по обогащению под ключ и накопил богатый опыт по добыче и обогащению больше 70 видов руд, мы обладаем 20 патентов. На данный момент Синьхай уже открыл оффисы за границей в Судане, Зимбабве, Танзании, Перу и Индонезии, и оборудование уже экспортировалось в более 20 стран.

В России туристическая добыча золота никак не пробьет себе дорогу из за наличия в нашем Уголовном кодексе статьи 191 по которой оборот и. Здесь же предлагают стандартные туруслуги: есть небольшой магазинчик с сувенирами, в том числе из золота; витрина с бесплатными рекламными.

Новая Зеландия государство в юго западной части Тихого океана, в Полинезии, расположенное на двух крупных островах (Северный и Южный) и большом количестве (приблизительно 700) прилегающих более мелких островов. Площадь 268 680 км², население 4 596 700 чел. Столица Веллингтон.

Однако необходимо помнить, что в России непромышленная добыча золота законом не предусмотрена. Поэтому правильно оформить договор с недропользователем важнейшая часть дела, которой не стоит пренебрегать. Добыча даже небольшого количества золота, в России является преступлением.

Золотоносные руды (англ. gold ores; нем. Golderzen) природные минеральные образования с содержанием золота в таких количествах, которые делают экономически целесообразным извлечение золота. Золотые самородки, найденные в штате Аризона (США).

5 сен 2017 . Как будут добывать золото на одном из крупнейших месторождений в России Производство на Наталке составит 420 000 470 000 унций в год.

Http://kaz. hotelolimporesort. com/2018-04-17/5302.html

Первая нефтеперегонная установка в России построена на p. Ухта в 1745. Нефтеперегонный з-д c кубами периодич. действия впервые в мире построен крепостными крестьянами братьями Дубиниными на Сев. Кавказе ок. Моздока в 1823. B США первый НПЗ построен в 1849 в Тайтесвилле (шт. Пенсильвания). B 1869 в Баку существовало 23 нефтеперегонных з-да. C помощью форсунки B. Г. Шухова в 1880 началось использование мазута как топлива для паровых котлов. Ha основе работ Д. И. Менделеева вакуумной перегонкой мазута стали получать смазочные масла. C 1891 начали применять трубчатые нефтеперегонные установки непрерывного действия. B 1913 Россия перерабатывала 9 млн. т нефти, в осн. в Баку и Грозном, a также в Ярославле, Фергане, Балахне. B CCCP в 1918-40 сооружены НПЗ в Уфе, Ишимбае, Сызрани, Куйбышеве. B 1937 в CCCP перерабатывалось 26,4 млн. т нефти.

B состав НПЗ входят: пункты приёма нефти, нефт. резервуары, насосные станции, технол. нефт. установки, парки промежуточных продуктов, технол. трубопроводы, товарные парки, вспомогат. объекты, службы водо – и электроснабжения.

Ha НПЗ применяются технологии переработки нефти: топливная c неглубокой переработкой нефти, топливная c глубокой переработкой нефти, топливно-масляная, топливно-нефтехимическая. Пo первым двум вырабатываются бензин, авиац. и осветительный керосин, дизельное и газотурбинное топлива, печное и котельное топлива (выход светлых по первой схеме не более 40-45%, котельного топлива до 50-55%, по второй – до 72-75%, котельное топливо производится только для собств. нужд НПЗ). Пo топливно-масляной схеме кроме топлив получают смазочные масла, парафины и церезины, на базе асфальтов и экстрактов производят битумы и кокс. Пo топливно-нефтехим. схеме на НПЗ имеется спец. нефтехим. произ-во (см. Нефтехимический комплекс).

Технология НПЗ включает: электро – обессоливание для удаления из нефти избыточной воды и солей, первичную перегонку для получения топливных и масляных фракций, вторичную перегонку бензина для получения узких бензиновых фракций и высокооктанового бензина, каталитич. риформинг для получения ароматич. углеводородов и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов, экстракцию ароматич. углеводородов (бензола, толуола, ксилола), гидроочистку от гетероатомных соединений керосиновых и дизельных фракций, вакуумных дистиллятов, масел, прямогонных и вторичных бензинов, замедленное коксование тяжёлых остатков для получения нефт. кокса, каталитич. крекинг тяжёлых газойлевых фракций для получения высокооктановых компонентов бензина и сырья для произ-ва сажи, олефинсодержащих газовых фракций, гидрокрекинг тяжёлого сырья при повышенном давлении водорода для получения дополнит. количеств светлых нефтепродуктов. Для произ-ва высокооктановых компонентов автомоб. и авиац. бензинов из лёгких углеводородных фракций (бутан-бутиленовой, пропан-пропиленовой, изобутановой) проводят алкилирование изобутана олефинами. Изомеризация низших парафиновых углеводородов (бутана, пентана, гексана, лёгких бензиновых фракций) проводится для получения высокооктановых компонентов автомоб. бензина и сырья для произ-ва синтетич. каучука, газофракционирование нефтезаводских газов – для выработки лёгких углеводородных фракций высокой чистоты. Произ-во масел состоит из очистки селективными растворителями (деасфальтизация гудрона, обработка растворителями деасфальтизата и вакуумного дистиллята), депарафинизации рафинатов селективной очистки и гидрогенизации или контактной доочистки депарафинированных масел. Произ-во парафинов включает выделение жидких парафинов из дизельных фракций карбамидной депарафинизацией или адсорбцией на мол. ситах, получение твёрдых парафинов обезмасливанием гача или петролатума – побочных продуктов депарафинизации масел или из дистиллятов высокопарафинистых нефтей методом фильтр-прессования и потения, доочистку сернокислотным, адсорбционным или гидрогенизационным методами. Для получения битумов проводят глубокую вакуумную перегонку мазута и высокотемпературное окисление остатка воздухом.

Осн. методы, применяемые на НПЗ: ректификация, крекинг, риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг, деасфальтизация, селективная экстракция, депарафинизация, адсорбция.

B CCCP мощность единичных установок на НПЗ составляет (млн. т/год): первичной перегонки нефти 0,6-6; гидроочистки топлив 0,9-2; каталитич. крекинга 0,25-2; каталитич. риформинга 0,3-1; коксования 0,6; произ-ва битума 0,125-0,75; деасфальтизации 0,25; контактной очистки масел 0,33; селективной очистки 0,265-0,6; депарафинизации масел 0,25; газофракционирования 0,4.

Общая мощность НПЗ развитых капиталистич. стран составляет ок. 3 млрд. т/год, из них 34,5% приходится на Зап. Европу, 25,5% – США, 9,4% – Японию. 38% всех НПЗ находится в США. НПЗ США в 1983 произвели (млн. т): 273,5 бензина, 49,4 керосина и реактивного топлива, 124,6 дизельного топлива, 10,9 масел, 36,4 битума, 16,6 кокса.

Литература: Рудин M. Г., Смирнов Г. Ф., Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, Л., 1984; Pарамазов C. A., Оборудование нефтеперерабатывающих заводов и его эксплуатация, 2 изд., M., 1984; Химия нефти, под ред. З. И. Сюняева, Л., 1984.

Http://enc-dic. com/enc_rock/Neftepererabatvajuschi-zavod-4435/

Омский нефтеперерабатывающий завод – одно из мощнейших производств в стране. Объем переработки нефти достигает 21 млн тонн в год.

На заводе работают 2826 человек. Вы скажете, что для крупнейшего НПЗ России это слишком мало. Но на это есть причина: производство на ОНПЗ максимально технологично и профессионалы требуются для обслуживания и контроля процессов.

Масштабная модернизация ОНПЗ началась в 2008 году. Первый этап завершился в 2015. Промежуточные итоги впечатляют: завод полностью перешел на производство моторных топлив экологического класса «Евро-5», а воздействие на окружающую среду снизилось на 36%. Это при том, что объем переработки нефти вырос более чем на треть.

Перед самым началом экскурсии мы представляли себе определенную картину. В мыслях мелькали кадры огромных цехов, где нефть переливают из одного огромного резервуара в другой. И все это происходит в клубах густого пара, из которого в редких случаях выглядывают хмурые лица рабочих. Еще мы ожидали почувствовать специфический запах бензина, и кто-то мысленно уже примерял на себя противогаз.

В реальности процессы нефтепереработки на огромном ОНПЗ выглядят совершенно по-другому. Воздух чистый, без резких запахов. Людей на территории мы практически не видели. Все таинственные преобразования скрыты внутри резервуаров, труб и нефтепроводов. У каждой установки есть точка обслуживания со специалистами, которые следят за процессами.

Вход на территорию НПЗ строго регулируется – без спецпропуска за КПП никто не пропустит. Мы провели на заводе всего несколько часов. Несмотря на сравнительно короткое время посещения, прошли инструктаж по технике безопасности. На территории завода действуют строжайшие правила охраны труда, среди которых – обязательное наличие спецодежды.

За каждой производственной цепочкой следит «мозг» Омского НПЗ – объединенная операторная.

Все мы понимаем, что и сама нефть, и продукция выпускаемая Омским НПЗ, горюче – и взрывоопасная. Поэтому все процессы на заводе проходят со строжайшим соблюдением норм и правил промышленной и экологической безопасности. Как пример – объединенная операторная, главное предназначение которой, защитить персонал в случае аварийной ситуации.

Здесь работают самые квалифицированные сотрудники завода, которые контролируют все технологические процессы НПЗ. На мониторах выводится информация о состоянии приборов в различных зонах завода, а с помощью многочисленных видеокамер осуществляется контроль установок в режиме реального времени.

Элитой среди технологов считаются те, кто осуществляет запуск заводов. Когда установка уже отлажена необходимо только поддерживать ее работу. Разумеется, это тоже требует высокой квалификации, но из всего широкого спектра процессов, происходящих на территории любого НПЗ, поддержание работающей установки – самый простой. Самое сложное – отладить и запустить новую: риск внештатных ситуаций велик именно в этот период.

Руководит заводом Олег Белявский. Все процессы, проходящие на предприятии, он знает «от» и «до». Олег Германович начинал работать на Омском НПЗ в 1994 году, как начальник одной из строящихся установок. За долгие годы профессиональной карьеры Белявский запустил их десятки – не только в России, но и за рубежом. Директором он стал в 2011 году.

Рядом с операторной находится исполински большая установка по первичной переработке сырья АВТ-10. Ее мощность 23,5 тыс. тонн в сутки. Здесь происходит обработка нефти, которую делят на фракции в зависимости от температуры кипения и плотности: бензин, керосин, смазочные масла, парафин и мазут.

Множество процессов на заводе направлены на то, чтобы из нефти не просто сделать продукт, а, в первую очередь, максимально качественно ее разделить. Например, для этой цели работает установка АТ-9, на базе которой с 2015 года функционирует блок электрообессоливания нефти и теплообменники. Благодаря этому из пришедшего сырья получают максимально возможное количество нефтепродуктов.

После первичной обработки получают промежуточный продукт. Каждая часть «разделенной» нефти подвергается еще нескольким видам очистки и обработки, и только после этого отправляется на товарное производство и отгружается потребителям.

Чуть ли не главным этапом вторичной переработки является каталитический крекинг. Это обработка вакуумного газойля с помощью катализаторов при очень высоких температурах. На выходе получают высококачественные, «чистые» компоненты моторного топлива: высокооктановый бензин, легкий газойль и непредельные жирные газы.

Омский НПЗ – единственный нефтезавод в стране, где производят катализаторы крекинга. Без этого компонента невозможен выпуск бензина экологического класса «Евро-5». В настоящее время большинство отечественных заводов закупают данный продукт за рубежом, и только Омский НПЗ использует свой катализатор, а также поставляет его некоторым другим предприятиям.

Для наращивания объемов производства катализаторов и снабжения ими всей российской нефтеперерабатывающей отрасли здесь строят новый катализаторный завод – завершить планируют к 2020 году. Министерство энергетики России присвоило проекту статус национального.

Образцы омских катализаторов тестировались в независимой лаборатории Греции. Результаты исследований подтвердили, что они являются одними из лучших в мире. Как только катализаторный завод запустят, Россия станет абсолютно независимой от импортных поставок.

Разработка катализаторов – сложный молекулярный процесс. Этим занимается Институт проблем переработки углеводородов РАН, который также находится в Омске. Создание «порошка» (а именно такой консистенцией обладает катализатор) происходит в научной лаборатории с использованием уникальных технологических ресурсов.

Каждый из аппаратов обладает ужасающим своей сложностью названием. Прилагательное «уникальный» здесь не для красоты: большинство приборов, используемых в лаборатории – единичные экземпляры.

Приведем пример. Перед вами жидкостной высокоэффективный хромотограф, который используется для исследования сложных органических смесей, в том числе бензина. С его помощью лаборант максимально точно определит, из каких компонентов состоит моторное топливо.

Другой пример, если вы еще в состоянии воспринимать такие названия – электронный парамагнитный резонансный спектрометр. На нем подробно исследуется концентрации тех или иных компонентов уже в катализаторе.

Радует то, что многие научные сотрудники и лаборанты – молодые люди.

Самый главный человек во всей сложной системе разработки катализаторов – Владимир Павлович Доронин. Официально, Владимир Павлович – ведущий научный сотрудник, фактически – главный «двигатель» всех процессов катализаторного производства. Американские компании усердно переманивали Владимира Павловича и предлагали за его работу баснословные деньги («20 полнокадровых фотоаппаратов», по словам Доронина), но ученый предпочел остаться в России.

Вот так выглядит «белое золото» Омского НПЗ – перед вами тот самый катализатор.

В 2010 году на заводе запустили установку изомеризации «Изомалк-2». Она выпускает изомеризат – высокооктановый компонент товарных бензинов с минимальным содержанием серы, ароматических углеводородов. Это позволяет получать бензины с высоким октановым числом пятого экологического класса.

Парк установки изомеризации. В этих «белых шариках» хранятся газ и легкие бензины.

Изначально октановое число у сырья низкое (а это значит, что топливо хуже самовоспламеняется). Изомеризация – это один из вторичных этапов нефтепереработки. Он направлен на повышение октанового числа. Сначала фракция пентано-гексана (газовый бензин) проходит гидроочистку. Кстати, чтобы не путали с водой, «гидро» в этом случае означает «водород». В процессе гидроочистки из сырья удаляются сера – и азотсодержащие соединения. Фактически, сера, которую вытащат на этапе любой гидроочистки, впоследствии не попадет в атмосферу и не выльется на наши головы «кислотным дождем». Также это успешно спасает миллионы двигателей от коррозии.

Далее по маршруту – установка миллионного риформинга. «Миллионный», потому что годовая мощность установки соответствует 1 млн. тонн сырья в год. Установку реконструировали в 2005 году. Здесь выпускается высокооктановый компонент риформат с октановым числом 103-104. Это одна из основных составляющих качественного высооктанового бензина.

Все это части огромного комплекса глубокой переработки мазута «КТ-1.1», который смело можно назвать заводом в заводе. Он объединяет целый ряд технологических процессов. За один год комплекс позволил резко увеличить глубину переработки нефти. Здесь перерабатывают мазут и производят вакуумный газойль. Также, с помощью каталитического крекинга, производится бензин с октановым числом 92. По итогам 2015 года, глубина переработки нефти на Омском НПЗ составила 91,7%, то есть по эффективности использования сырья завод является лидирующим в России.

Завод уделяет внимание не только технологическим процессам, но и их влиянию на окружающую среду города и его жителей. На ОНПЗ существует несколько видов контроля за экологией. Например, скважины, с помощью которых ведется наблюдение за состоянием грунтовых почв. Вокруг завода расположены семь постов независимой лаборатории – они ежедневно выполняют анализы по 13 показателям.

Как показывают результаты независимого мониторинга, воздух на «Газпромнефть-ОНПЗ» чистый.

Омский нефтеперерабатывающий завод – предприятие, которое уже сейчас имеет большое значение для всей отрасли. А через пять лет, когда будут завершены все работы по модернизации, он станет передовым не только в рамках страны, но и в масштабах всего мира. Будет любопытно посетить это современное производство и самим увидеть результат. Если подвернется такая возможность, ни в коем случае не упускайте ее.

Http://deligent. livejournal. com/17539383.html

В целях развития внутренних энергетических рынков необходимо отделить естественно-монопольные виды деятельности от конкурентных в системе ОАО “Газпром”. Об этом говорится в “Энергетической стратегии России на период до 2035г.”, подготовленной Министерством энергетики.

Кроме того, в Минэнерго считают, что российский рынок природного газа нуждается в стимулировании независимых производителей, а также установлении недискриминационных правил доступа к инфраструктуре Газпрома для всех участников рынка.

Помимо прочего требуется ограничить монополистические тенденции на региональных рынках нефтепродуктов. Для этого предлагается создать благоприятные условия развития независимых компаний в сфере хранения, оптовой и розничной реализации нефтепродуктов. Также, по мнению экспертов Минэнерго, необходимо расширить биржевую торговлю природным газом и сделать это основным ценовым маркером для внутреннего рынка.

Отметим, что предложения разграничить некоторые направления деятельности Газпрома звучат не первый раз. В апреле 2013г. “Коммерсантъ” со ссылкой на собственные источники писал, что глава НК “Роснефть” Игорь Сечин и совладелец НОВАТЭКа Геннадий Тимченко активно выступают за разделение Газпрома на добывающую и транспортную компании.

Сообщалось, что “Роснефть” намерена усилить свои позиции на газовом рынке, и это неминуемо отразится на положении Газпрома. Отвечать за это стратегическое направление в “Роснефти” будет Влада Русакова, покинувшая Газпром в декабре 2012г. в связи с достижением пенсионного возраста.

За демонополизацию российского газового рынка активно выступал и Г. Тимченко: “Газпром хочет сохранить монополию и ничего не менять. У них заключены долгосрочные контракты со странами-потребителями в Европе. Но мы бы тоже охотно работали с теми наценками, которые есть у Газпрома”.

Российский бизнесмен и владелец “Русала” Олег Дерипаска также считает необходимым разделить ОАО “Газпром” “на благо Дальнего Востока и Восточной Сибири”. Он обвинил российскую монополию в чрезмерном увлечении своим бизнесом на Западе в ущерб развивающимся рынкам.

Единственным возможным выходом из этой ситуации бизнесмен считает разделение компании и преобразование ее в две самостоятельные организации, деятельность одной из которых будет сосредоточена на традиционном европейском рынке, а другой – на востоке России, где находятся огромные запасы газа, но куда необходимы серьезные инвестиции. Об этом сообщает РБК.

Замминистра энергетики РФ Анатолий Яновский и гендиректор Еврокомиссии по энергетике Доминик Ристори согласовали принципы работы группы по разрешению вопросов, связанных с функционированием на территории ЕС газопровода “Южный поток”, передает РИА Новости.”На встрече были согласованы следующие параметры рабочей группы: целью группы является нахождение юридических рамок для работы газопровода “Южный поток” на территории ЕС, которые выполняли бы требования европейского законодательства”, – сообщила официальный представитель еврокомиссара по энергетике Сабине Бергер. По ее словам, “основными юридическими вопросами, которые будут обсуждаться, являются собственность газопровода, распределение объемов и регуляция тарифов, учитывая экономические аспекты газопровода”.Был согласован также состав рабочей группы, стороны договорились, что работа начнется немедленно. Минэнерго РФ 6 декабря сообщило, что получило официальное письмо от Еврокомиссии о необходимости пересмотра договоров, заключенных со странами-транзитерами для строительства газопровода. ЕК считает, что двусторонние соглашения по “Южному потоку” с рядом стран Европы – Австрией, Болгарией, Венгрией, Грецией, Словенией, Хорватией и Сербией – нарушают законодательство ЕС. Еврокомиссия ожидает их пересмотра. Об этом сообщает ПортНьюс.

Пополнение флота танкеров-газовозов СПГ высокотехнологичными судами серии “Великий Новгород” – важный шаг в реализации стратегии развития ОАО “Совкомфлот”, предусматривающей существенное усиление позиций доли компании в сегменте морской транспортировки газа в рамках развития новых нефтегазовых проектов в российской Арктике и на Дальнем Востоке. В составе флота СКФ на данный момент 11 газовозов. Еще три, включая танкер-близнец “Великого Новгорода” – газовоз “Псков”, будут поставлены в течение 2014-2015 года. С учетом поставки этих судов СКФ станет бесспорным лидером среди операторов газовозов СПГ ледового класса. Мы уверены, что газовозы серии “Великий Новгород” позволят укрепить позиции компании “Газпром” на мировом рынке производителей и поставщиков СПГ и обеспечат гарантированные поставки российского газа. Название судна было нашим совместным решением с “Газпромом”. Великий Новгород – один из древнейших городов России со славной историей, связанной со становлением российской государственности и развитием международных и экономических связей, а также торговых путей, соединяющих Россию, Европу и Азию. Мы признательны нашим партнерам – компании “Газпром” – за оказанное доверие и проведенную ими большую работу по реализации данного проекта.

Http://ru. vanpz. ru/news. html

В мире насчитывается более 625 нефтеперерабатывающих завода, в том числе в Африке – 52 НПЗ, в Азии – более 174 ПЗ, в Европе – 147 НПЗ, Северной Америке – 183 НПЗ, Океании – 6 НПЗ, Южной Америке – 63 НПЗ.

Template:BASHANDYOIL fossil crude oil refinery of 300,000 barrels per day, located at El Sokna, Suez, over looking the red sea. easy to locate on Google earth ( under construction )

MIB Group for Investment and Industry with a multi-national Oil Company planning to invest in new Oil & Gas Project in MENA territory

Abadan Refinery (NIOC), 450,000 bbl/d (72,000 m 3 /d) Arvand oil refinery (Private), 120,000 bbl/d (19,000 m 3 /d) Arak Refinery (NIOC), 250,000 bbl/d (40,000 m 3 /d) Tehran Refinery (NIOC), 225,000 bbl/d (35,800 m 3 /d) Isfahan Refinery (NIOC), 265,000 bbl/d (42,100 m 3 /d) Tabriz Refinery (NIOC), 112,000 bbl/d (17,800 m 3 /d) Shiraz Refinery (NIOC), 40,000 bbl/d (6,400 m 3 /d) Lavan Refinery (NIOC), 20,000 bbl/d (3,200 m 3 /d) Meraat Arya Gas and Oil Development (MAGOD) (Private), 20,000 Barrels per day Bandar Abbas Refinery (NIOC), 335,000 bbl/d (53,300 m 3 /d) Kermanshah refinery (NIOC), 21,000 bbl/d (3,300 m 3 /d)

Basrah Refinery (INOC), 210,000 bbl/d (33,000 m 3 /d) Daurah Refinery (INOC), 180,000 bbl/d (29,000 m 3 /d) Kirkuk Refinery (INOC), 170,000 bbl/d (27,000 m 3 /d) Baiji Salahedden Refinery (INOC), 70,000 bbl/d (11,000 m 3 /d) Baiji North Refinery (INOC), 150,000 bbl/d (24,000 m 3 /d) Khanaqin/Alwand Refinery (INOC), 10,500 bbl/d (1,670 m 3 /d) Samawah Refinery (INOC), 27,000 bbl/d (4,300 m 3 /d) Haditha Refinery (INOC), 14,000 bbl/d (2,200 m 3 /d) Muftiah Refinery (INOC), 4,500 bbl/d (720 m 3 /d) Gaiyarah Refinery (INOC), 4,000 bbl/d (640 m 3 /d) Erbil Refinery (KAR Group), 100,000 bbl/d (16,000 m 3 /d)

(Chiba Refinery) (Cosmo Oil), 240,000 bbl/d (38,000 m 3 /d) Yokkaichi Refinery (Cosmo Oil), 175,000 bbl/d (27,800 m 3 /d) Sakai Refinery (Cosmo Oil) (Cosmo Oil), 80,000 bbl/d (13,000 m 3 /d) Sakaide Refinery (Cosmo Oil), 140,000 bbl/d (22,000 m 3 /d) Muroran Refinery (Nippon Oil Corporation (NOC)), 180,000 bbl/d (29,000 m 3 /d) Sendai Refinery (Nippon Oil Corporation (NOC)), 145,000 bbl/d (23,100 m 3 /d) Negishi Yokahama Refinery (Nippon Oil Corporation (NOC)), 340,000 bbl/d (54,000 m 3 /d) Osaka Refinery (Nippon Oil Corporation (NOC)), 115,000 bbl/d (18,300 m 3 /d) Mizushima Refinery (Nippon Oil Corporation (NOC)), 250,000 bbl/d (40,000 m 3 /d) Marifu Refinery (Nippon Oil Corporation (NOC)), 127,000 bbl/d (20,200 m 3 /d) Toyama Refinery (Nihonkai Oil Nippon Oil Corporation (NOC)), 60,000 bbl/d (9,500 m 3 /d) Kubiki Refinery (Teikoku Oil), 4,410 bbl/d (701 m 3 /d) Chiba Refinery (Kyokuto) (Kyokuto Petroleum/ExxonMobil), 175,000 bbl/d (27,800 m 3 /d) Kawasaki Refinery (TonenGeneral Sekiyu/ExxonMobil), 335,000 bbl/d (53,300 m 3 /d) Wakayama Refinery (TonenGeneral Sekiyu/ExxonMobil), 170,000 bbl/d (27,000 m 3 /d) Sakai Refinery (TonenGeneral) (TonenGeneral Sekiyu/ExxonMobil), 156,000 bbl/d (24,800 m 3 /d) Nishihara Refinery (Nansei sekiyu/Petrobras), 100,000 bbl/d (16,000 m 3 /d) Keihin Refinery (Toa Oil/Royal Dutch Shell), 185,000 bbl/d (29,400 m 3 /d) Showa Yokkaichi Refinery (Showa Yokkaichi/Royal Dutch Shell), 210,000 bbl/d (33,000 m 3 /d) Yamaguchi Refinery (Seibu Oil/Royal Dutch Shell), 120,000 bbl/d (19,000 m 3 /d) Sodegaura Refinery (Fuji Oil Company), 192,000 bbl/d (30,500 m 3 /d) Kashima Refinery (Kashima Oil Company/Japan Energy), 210,000 bbl/d (33,000 m 3 /d) Mizushima Refinery (Japan Energy) (Japan Energy), 205,200 bbl/d (32,620 m 3 /d) Shikoku Refinery (Taiyo Oil), Taiyo Oil 120,000 bbl/d (19,000 m 3 /d) Ohita Refinery (Kyusyu Oil), Kyusyu Oil 160,000 bbl/d (25,000 m 3 /d) Hokkaido Refinery (Idemitsu Kosan), 140,000 bbl/d (22,000 m 3 /d) Chiba Refinery (Idemitsu) (Idemitsu Kosan), 220,000 bbl/d (35,000 m 3 /d) Aichi Refinery (Idemitsu Kosan), 160,000 bbl/d (25,000 m 3 /d) Tokuyama Refinery (Idemitsu Kosan), 120,000 bbl/d (19,000 m 3 /d)

Pak-Arab Refinery Ltd. (MCR), 100,000 bbl/d (16,000 m 3 /d) National Refinery Ltd. (NRL), 64,000 bbl/d (10,200 m 3 /d) Attock Refinery Ltd. (ARL), 46,000 bbl/d (7,300 m 3 /d) Byco Petroleum Pakistan Limited (Byco), 150,000 bbl/d (24,000 m 3 /d) Pakistan Refinery Ltd. (PRL), 50,000 bbl/d (7,900 m 3 /d) Enar Petroleum Refining Facility (Enar), 3,000 bbl/d (480 m 3 /d) Indus Oil Refinery Ltd, 100,000 bbl/d (16,000 m 3 /d) (not yet operational) Grace Refinery Limited (GRL) (120,000 bbl/d)(Under Construction) Al Motahedon Petroleum Refineries (50,000 bbl/d)(Under Construction) [ 17 ]

Riyadh Refinery (Saudi Aramco), 120,000 bbl/d (19,000 m 3 /d) Rabigh Refinery (Saudi Aramco/Sumitomo), 400,000 bbl/d (64,000 m 3 /d) Jeddah Refinery (Saudi Aramco), 100,000 bbl/d (16,000 m 3 /d) Ras Tanura Refinery (Saudi Aramco), 550,000 bbl/d (87,000 m 3 /d) Yanbu’ Refinery (Saudi Aramco), 225,000 bbl/d (35,800 m 3 /d) Yanbu’ Refinery (SAMREF) (Saudi Aramco/Exxon Mobil), 400,000 bbl/d (64,000 m 3 /d) Jubail Refinery (SATORP) (Saudi Aramco/Total), 400,000 bbl/d (64,000 m 3 /d) YASREF Refinery (Yanbu, KSA) (Saudi Aramco/Sinopec), 400,000 bbl/d (64,000 m 3 /d) [ 19 ] Jazan Refinery (Saudi Aramco, opens 2016) 400,000 bbl/d (64,000 m 3 /d) Jubail Refinery (SASREF) (Saudi Aramco/Shell), 305,000 bbl/d (48,500 m 3 /d)

Thai Oil Refinery (Thai Oil Company of PTT), 275,000 bbl/d (43,700 m 3 /d) IRPC Refinery (IRPC PLC of PTT), 215,000 bbl/d (34,200 m 3 /d) PTT Global Chemical Refinery (PTT Global Chemical PLC of PTT), 145,000 bbl/d (23,100 m 3 /d) SPRC Refinery (Star Petroleum Refining Company of PTT), 150,000 bbl/d (24,000 m 3 /d) Bangchak Refinery (Bangchak Petroleum of PTT), 120,000 bbl/d (19,000 m 3 /d) Sri Racha Refinery (ExxonMobil), 170,000 bbl/d (27,000 m 3 /d) Rayong Purifier Refinery (Rayong Purifier Company), 17,000 bbl/d (2,700 m 3 /d)

Closed

Mothballed in 2011

Turned into storage terminal

Closed June 2012

Closed January 2013

Closed, being converted into biorefinery

Closed, converted into biorefinery, restarted production June 2014 (capacity less than 6,000 barrels/day)

Closed March 2011

Plock Refinery (PKN Orlen), 276,000 bbl/d (43,900 m 3 /d) Gdansk Refinery (Grupa LOTOS), 210,000 bbl/d (33,000 m 3 /d) (processing capacity after second distillation startup in 1Q2010). Czechowice Refinery (Grupa LOTOS), 12,000 bbl/d (1,900 m 3 /d), crude oil processing terminated 1Q2006. Trzebinia Refinery, (PKN Orlen), 4,000 bbl/d (640 m 3 /d) Jaslo Oil Refinery (Grupa LOTOS), 3,000 bbl/d (480 m 3 /d), crude oil processing terminated 4Q2008. Jedlicze Refinery (PKN Orlen), 2,800 bbl/d (450 m 3 /d) Glimar Refinery (Hudson Oil), 3,400 bbl/d (540 m 3 /d), all operations (incl. crude oil processing) terminated 2005. Acquired 2011.

Closed

Bilbao Refinery (Petronor), 220,000 bbl/d (35,000 m 3 /d) Puertollano Refinery (Repsol), 140,000 bbl/d (22,000 m 3 /d) Tarragona Refinery (Repsol), 160,000 bbl/d (25,000 m 3 /d) Tarragona Asphalt Refinery (ASESA), 20,000 bbl/d (3,200 m 3 /d) A Coruña Refinery (Repsol), 120,000 bbl/d (19,000 m 3 /d) Cartagena Refinery, (Repsol), 220,000 bbl/d (35,000 m 3 /d) Tenerife Refinery (CEPSA), 90,000 bbl/d (14,000 m 3 /d) Palos de la Frontera Refinery (CEPSA), 100,000 bbl/d (16,000 m 3 /d) Gibraltar-San Roque Refinery (CEPSA), 240,000 bbl/d (38,000 m 3 /d) Castellon Refinery (BP), 100,000 bbl/d (16,000 m 3 /d)

Montreal East (Shell Canada), 161,000 bbl/d (25,600 m 3 /d). Montreal East Refinery (Shell Canada). On June 4, 2010, Shell Canada officially announced the commencement to downgrade the refinery into a terminal, following the unsuccessful attempt to find a buyer to take over the plant. [ 23 ] Montreal (Suncor Energy), 140,000 bbl/d (22,000 m 3 /d). Formerly Petro-Canada (before Aug 2009) and historically a Petrofina refinery. Montreal Refinery[ 24 ] Lévis (Ultramar(Valero)), 265,000 bbl/d (42,100 m 3 /d) [ 24 ]

Nanticoke Refinery, Nanticoke – (Imperial Oil), 112,000 bbl/d (17,800 m 3 /d) Sarnia (Imperial Oil), 115,000 bbl/d (18,300 m 3 /d) Sarnia (Suncor Energy), 85,000 bbl/d (13,500 m 3 /d) Corunna (Shell Canada), 72,000 bbl/d (11,400 m 3 /d) Mississauga (Suncor Energy), 15,600 bbl/d (2,480 m 3 /d) – aka Clarkson Refinery – base oil production is 13,600 bbl/d (2,160 m 3 /d) of API Group II capacity and 2,000 bbl/d (320 m 3 /d) of API Group III capacity. Formerly Petro-Canada (before Aug 2009) and historically a Gulf refinery.

Upgraders (improve the quality of crude for sale at a higher price)

Http://kyiv. osp-ua. info/economy/41796-gde-raspolozheny-625-neftepererabatyvauschikh-zavodov-mira. html

Поделиться ссылкой: