Количество нефтеперерабатывающих заводов

3. Мини-НПЗ — около 50 малых установок суммарной мощностью первичной переработки 5 млн т в год.

В нефтеперерабатывающем секторе России практически нет иностранных игроков, что резко отличается от практики как развитых, так и развивающихся нефтедобывающих стран, где в нефтепереработке присутствуют западные компании, привносящие в этот сектор современные технологию, стандарты качества и управленческий опыт, а также облегчающие доступ к ключевым рынкам сбыта.

Все нефтеперерабатывающие заводы России НПЗ осуществляют переработку нефти в готовый продукт. Продукцией нефтеперерабатывающего завода России является:

    Бензин; Керосин; Авиационное и ракетное топливо; Дизельное топливо; Моторные масла; Мазут и битумы и т. д.

    Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический. Объем переработки (в млн. тонн.) Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа)

Рост объемов переработки отнюдь не означает существенного увеличения объемов производства светлых нефтепродуктов. Больше трети всех производимых в России нефтепродуктов составляет мазут; на бензин, в том числе и низкооктановый, приходится всего 20%. В США с их самыми современными НПЗ примерно половину из всех производимых ГСМ составляет бензин, доля мазута всего 6%. [10]

Наряду с проблемой резкого повышения глубины переработки нефти остро стоит вопрос о качестве продукции. Доля товарных нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью все еще крайне мала. НПЗ продолжают выпускать относительно дешевые нефтепродукты, в том числе прямогонный бензин, вакуумный газойль, дизельное топливо низкого по сравнению с европейскими стандартами качества. Из-за этого российские нефтепродукты продаются на европейском рынке с трудом и в основном как сырье для дальнейшей переработки. Поэтому наши компании в основном ориентируются на вывоз сырой нефти, тем самым усиливая общую сырьевую направленность экспорта.

Одним из факторов, сдерживающих выпуск высококачественных моторных топлив, является состояние автопарка. Наличие в нем легковых и грузовых автомобилей устаревших моделей, потребляющих низкосортное топливо (бензин марки А-76), вызывает необходимость его производства. Российские министерства принимают меры по улучшению ситуации. Так, введен в действие новый технологический регламент по двигателям внутреннего сгорания, который будет способствовать ограничению спроса на низкосортное горючее и наращиванию производства высококачественных моторных топлив.

К 2012 году также при поддержке государства намечается построить самый крупный в стране нефтеперерабатывающий завод в конечной точке строящегося нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО). Его мощность составит 20 млн. т нефти в год, капитальные вложения оцениваются в 150–200 млрд. руб., глубина переработки нефти составит 93%, что соответствует достигнутому уровню на НПЗ США. Предполагается выпуск бензина и дизельного топлива стандартов «Евро-4» и «Евро-5». При этом 95% продукции будет направляться на экспорт и 5% – на нужды Приморского края. Пока экспорт нефтепродуктов сдерживается тем, что большинство НПЗ расположены в глубине страны и транспортировка одной тонны их продукции до экспортных терминалов обходится в 20–80 долл. В перспективе государственно – частное партнерство должно найти широкое распространение и при модернизации действующих НПЗ. Это будет способствовать экспорту высококачественных нефтепродуктов при одновременном сокращении крайне невыгодного для страны экспорта сырой нефти.

В 2008 г. первичная переработка нефти в России составила 236,3 млн тонн (48,4% от добычи), что на 3,4% больше уровня 2007 г. Переработку жидких углеводородов в России осуществляют 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини–НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода.

Суммарные производственные мощности переработки жидких УВ в России составляют по сырью 272,3 млн т/год. С середины 1980 х до начала 1990-х гг. мощности российских НПЗ находились на уровне 351,5 млн тонн (7,3 млн барр/день) и Россия занимала второе место в мире по этому показателю. После кризиса 1990-х гг., а также в результате модернизации производств и увеличения доли вторичных процессов в отрасли произошло сокращение мощностей по первичной переработке нефти: в 2008 г. оно составило более 6,2 млн тонн. Одновременно мощности по первичной переработке мини-НПЗ возросли почти на 900 тыс. тонн; мини-НПЗ.

В 2008 г. 77,4% (182,8 млн тонн) всей переработки нефти осуществлялось НПЗ, входящими в состав вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний, еще 22,5% (89,6 млн т) – независимыми переработчиками, на мини-НПЗ малых нефтяных компаний переработано менее 1%.

В 2008 г. загрузка производственных мощностей по первичной переработке жидких УВ в среднем по стране составила 86,8%, в том числе на заводах ВИНК – 89,6, на заводах независимых переработчиков – 78,7%, на мини-НПЗ – 72,1. Глубина переработки по отрасли в 2008 г. составила 71,5%, снизившись по сравнению с 2007 г. на 0,4 п. п.; в целом за последние десять лет глубина переработки увеличилась более чем на 5 п. п. (рис. 1).

Табл. 1. Динамика первичной переработки нефти в России и выпуск основных видов нефтепродуктов, млн тонн

В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, прежде всего – мазута и дизельного топлива. В 2008 г. доля дизельного топлива составила около 37,8% (69 млн тонн), мазута топочного – 35% (63,9 млн тонн), автомобильного бензина – 19,6% (35,7 млн тонн), прочих нефтепродуктов (бензин авиационный, авиакеросин, масла смазочные и др.) – 13,8% (7,5 млн тонн).

Низкое качество выпускаемого автомобильного бензина не позволяет выйти на международные рынки конечных продаж, и он поставляется на внутренний рынок, в то время как около половины дизельного топлива и свыше 70% мазута экспортируются, используются как сырье на НПЗ в странах-импортерах.

Российские НПЗ отстают по технологическому уровню от заводов Европы, США, стран АТР. Коэффициент Нельсона – обобщающий показатель, характеризующий сложность переработки, составляет для российских заводов в среднем 4,25, в Европе – 6,5, Америке – 9,5, Азии – 4,9. Россия получила при распаде СССР довольно старые мощности. Из 48 НПЗ общей мощностью более 500 млн т в год, действовавших в стране, за пределами России – в Литве, на Украине, в Казахстане, в Узбекистане – оказались самые новые, в общей сложности 20 заводов мощностью почти 180 млн т. Оставшиеся заводы находились в стадии модернизации, которая на период распада была заторможена.

Тенденции нефтеперерабатывающей промышленности характеризуются общим увеличением количества предприятий за 10 лет в 14,3 раза, ростом индекса физического объема продукции. Однако, несмотря на рост рентабельности, происходит повышение затрат на единицу производимой продукции. [3, с. 180-181].

Http://referat. yabotanik. ru/jekonomicheskaya-geografiya/analiz-neftepererabatyvajushhej-promyshlennosti-rossii/90675/85257/page2.html

Наибольшее количество предприятий нефтеперерабатывающей отрасли сосредоточено в Башкортостане, Татарии, Самарской, Ярославской и Омской областях.

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности являются серьезными источниками загрязнения воздушного и водного бассейнов. Главные источники загрязняющих веществ – это процесс извлечения серы, нагреватели и котлы. Кроме того, потенциальными источниками загрязнения могут быть емкости для хранения сырья и продуктов, сепараторы воды и нефти.

Улов вредных веществ по отрасли стабильно остается невысоким – составляет 47,4 %. Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности загрязняют атмосферу выбросами.

Нефтеперерабатывающие предприятия требуют большого количества воды, поэтому их необходимо размещать вблизи водоемов. Это, в свою очередь, вынуждает принимать меры по защите водных объектов от загрязнения. Со сточными водами в водоемы поступает значительное количество нефтепродуктов, сульфатов, хлоридов, соединений азота, фенолов, солей тяжелых металлов.

Нефтеперерабатывающие заводы являются источниками загрязнения почвенных покровов нефтепродуктами. На нефтеперерабатывающих и сланцеперерабатывающих заводах России накоплено за предыдущие годы около 95 млн. т. отходов.

Согласно данным Госкомстата РФ, выбросы предприятий нефтеперерабатывающей отрасли составляют 1/20 всех выбросов в России от промышленных стационарных источников. Наиболее существенна доля этой отрасли по выбросам жидких и газообразных веществ – 1/15 промышленного объема выброса этих веществ.

На долю нефтеперерабатывающей промышленности приходится менее 1 % объема свежей поды, используемой промышленностью Российской Федерации, и только 1,3 % сброса сточных вод в поверхностные водоемы. Однако по объему сброса загрязненных сточных вод вклад нефтеперерабатывающих предприятий составляет до 2,3 %.

Тем временем исследования редизайн сайтов предлагает компания Liqium.

Http://eko-priroda. ru/otrasli-narodnogo-hozyajstva/109-neftepererabatyvayuschaya-promyshlennost/

Вы можете воспользоваться поиском готовых работ или же получить помощь по подготовке нового реферата практически по любому предмету. Также вы можете добавить свой реферат в базу.

Эта тенденция территориального разрыва нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности еще больше усилилась в связи с превращением Западной Сибири в главную базу добычи нефти СССР.

В настоящее время в странах бывшего Советского Союза работают 46 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью 10 млн. бар./день. Предприятия СНГ в основном располагают установками первичной переработки нефти. Доля термических и каталических процессов невелика и составляет приблизительно 40% от мощностей атмосферной перегонки нефти.

В 1990 году заводами СССР из 1 тонны нефти производилось 19% бензинов, 25% керосина и дизельного топлива, 36% котельного топлива, 3% битумов, 3% масел и 17% других продуктов. Из 15 стран СНГ только 9 имеют нефтеперерабатывающие заводы. На картах 2-7 (см. приложение) показаны ныне существующие страны и экономические районы СНГ и месторасположение заводов. Ниже в таблице приведены сведения о числе заводов в каждом государстве СНГ и их общей мощности:

Таблица 7. Количество нефтеперерабатывающих заводов в странах СНГ и их общая мощность

Учитывая, что Советский Союз распался в 1991 году, целесообразно рассмотреть нефтеперерабатывающую промышленность образовавшихся стран СНГ.

Нефтеперерабатывающая промышленность Украины насчитывает 7 заводов общей мощностью 62,6 млн т/год. Самым крупным заводом является Лисичанский нефтеперерабатывающий комплекс, построенный в конце 1970-х годов. Мощность первичных установок по переработке нефти на нем составляет 23,8 млн т/год (табл. 8 и 9 приложения). Этот завод был построен на базе современной советской технологии. В 1976 г., в первом году своей работы, завод получал нефть по нефтепроводу из Краснодара. В 1977 г. основной нефтепровод диаметром 1,22 м и длиной 1089 км от Куйбышева (ныне Самара) принес на Лисичанский завод тюменскую нефть. В 1980 г. была пущена установка каталитического риформинга производительностью 1 млн т, а в 1981 г. начала работать установка гидроочистки дизельного топлива, которая отличалась достаточно высокой для того времени степенью автоматизации. В 1978 г. была пущена установка по производству этилена, который затем по трубопроводу длиной 36 км направлялся на химический завод в Северодонецк, где перерабатывался в полиэтилен.

В 1992 и 1993 гг. завод, как и все заводы Украины, испытывал огромную нехватку нефти, и использование его мощностей составляло менее 50%. В то же время в Лисичанске была завершена установка каталитического крекинга Г – 43-107, которая позволит резко увеличить глубину переработки нефти на заводе.

Вторым заводом на Украине по мощности своих первичных установок является Кременчугский нефтеперерабатывающий завод. Этот комплекс начал работать в 1966 г. и до 1974 г. получал нефть только по железной дороге. В середине 70-х годов был построен нефтепровод Мичуринск – Кременчуг, а в 1978 г. другой нефтепровод – от Лисичанска – позволил поставлять на завод тюменскую нефть. В 1981 г. в Кременчуге начал работать завод по приготовлению смазок и масел. Можно отметить, что Кременчугский завод имеет в своем составе 2 установки каталитического крекинга ГК-3 общей производительностью 1,5 млн т/год, установки риформинга и гидроочистки. В то же время даже эти мощные и крупные украинские заводы отстают от российских по числу и качеству установок вторичных процессов переработки нефти.

В ассортименте Кременчугского завода – практически все традиционные виды топлив, характерные для стран бывшего Советского Союза, битумы и различные виды масел, но прежде всего масла для промышленного оборудования.

Херсонский нефтеперерабатывающий завод построен в 1938 г., расположен в г. Херсоне. Производительность первичных установок переработки нефти 8,4 млн т/год. Нефть поступает из месторождений Западной Сибири и Урала по трубопроводу из Кременчуга, а также по трубопроводу из Полтавы – украинских месторождений. Глубина переработки нефти составляет 54,3%. На заводе работают установки первичной переработки нефти, установка коксования производительностью 600 тыс. т/год, установка риформинга с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки бензина, битумная установка. В ассортименте завода этилированные и неэтилированные бензины, дизельные топлива, мазуты.

Одесский нефтеперерабатывающий завод был построен в 1937 г. в г. Одессе. По производительности завод маленький, работает на нефти, поступающей из Тюмени по трубопроводу. Глубина переработки нефти 72%. Кроме установок первичной переработки нефти завод имеет установку риформинга производительностью 300 тыс. т/год с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки и битумную установку. В ассортименте завода бензины, дизельные топлива, мазуты и битумы.

Дрогобычский нефтеперерабатывающий завод– старый завод, построен в 1863 г., его мощность по нефти составляет всего 3,7 млн т/год. Нефть поступает по железной дороге из Калининградской области, Западной Сибири и украинских месторождений. Глубина переработки нефти 59,2%. На заводе функционируют установки первичной переработки нефти, термического крекинга, коксования, риформинга с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки бензина, битумная установка. Завод топливного профиля и выпускает все традиционные виды топлив, характерные для заводов бывшего Советского Союза.

Надворнинский нефтеперерабатывающий завод построен в 1961 г. в г. Надворная, мощность по перерабатываемой нефти невелика – 3,5 млн т/год. Нефть поступает из Западной Сибири, Беларуси, Грозного, Ставрополя и украинских месторождений. Глубина переработки нефти – 61,8%. Наряду с установками первичной переработки нефти на заводе работают установка термокрекинга, коксования, риформинга с неподвижным слоем катализатора и блоком гидроочистки бензинов.

Так же как и предыдущий, завод выпускает все виды топлив, традиционные для заводов бывшего Советского Союза.

НПО «Масма» включает в себя старый заводик небольшой мощности, переоборудованный на получение масел. Построен 100 лет назад, перерабатывает в основном нефть украинских месторождений. Наряду с масляным производством работает битумная установка.

Выпускает различные виды масел и битумы. В целом хотелось бы отметить, что нефтеперерабатывающая промышленность Украины сильно зависит от российских нефтяных месторожде­ний, поэтому в последние 2 года переживает серьезный кризис, вызванный отсутствием дешевой нефти, и нуждается в большой реконструкции предприятий.

Http://www. textreferat. com/referat-1502-6.html

В зависимости от качества исходной нефти, глубины ее переработки, применяемых катализаторов, а также номенклатуры получаемых товарных продуктов НПЗ делятся на топливные, топливно-масляные и топливно-масляные с нефтехимическими производст­вами. Технология переработки нефти и имеющиеся в ней различия в зависимости от профиля производства и ассортимента конечных продуктов определяют и отходы заво­дов. Основные технологические процессы переработки нефти независимо от профиля завода включают: подготовку нефти, ее обезвоживание и обессоливание, атмосферную и вакуумную перегонку; деструктивную переработку (крекинг, гидрогенизацию, изоме­ризацию); очистку светлых продуктов; получение и очистку масел.

Расход воды, используемой для производственных целей, и объем сточных вод воз­растают с глубиной переработки нефти.

Первичным технологическим процессом переработки нефти является прямая ее перегонка на атмосферно-вакуумных трубчатых установках (АВТ) с получением светлых дистиллятов и масляных фракций. Нефть после локальных очистных установок проходит теплообменники, затем подогревается в печи установки АВТ и подается на ректификационную колонну, где происходит разделение нефти. Светлые продукты атмосферной колонны – бензин, керосин и дизельное топливо – охлаждаются и конденсируются в теплообменниках и конденсаторах. Остаток нефтепродуктов из атмосферной колонны поступает через трубчатую печь вакуумной части в вакуумную колонну, где в результате перегонки в вакууме получаются масляные дистилляты и кубовый остаток. При пер вичной перегонке нефти наблюдается разложение сернистых соединений. Часть из них переходит в светлые дистилляты, а другая часть – в газы и остаток нефтепродуктов.

Вакуум в барометрических конденсаторах смешения вакуумных колонн АВТ по первоначальным проектам создавался путем непосредственного соприкосновения воды с парами нефтепродуктов и газами. В результате отработанная вода загрязнялась парами нефтепродуктов и сероводородом. Барометрические воды конденсаторов смешения установок АВТ составляли до 30% общего количества сточных вод НПЗ.

С точки зрения охраны окружающей среды наиболее перспективным является замена барометрических конденсаторов смешения на конденсаторы поверхностного типа, где соприкосновение воды с нефтепродуктами отсутствует. Эти конденсаторы не требуют создания отдельной системы водоснабжения; для поверхностных конденсаторов пригодна оборотная вода, используемая для водоснабжения установок АВТ. Примене ние барометрических межступенчатых конденсаторов поверхностного типа на АВТ производительностью 1 млн. т в год позволяет исключить образование 150-200 ба рометрических вод. Образующийся конденсат (3-5 м 3 /ч) практически не загрязнен сероводородом. На установках АТ и АВТ первичной переработки нефти удельные расходы воды при внедрении аппаратов поверхностного типа снижаются с 0,75 до 0,19 м 3 /т. сырья, на установках замедленного коксования – с 7,6 до 1,1 м 3 /т.

Кроме воды, используемой для охлаждения готовых продуктов при их конденсации в процессе деструктивной переработки нефти, в канализацию сбрасывается и води из вод оотделителей. Последняя образуется главным образом в результате конденсации водяного пара, поступающего в аппараты установки, и называется технологическим конденсатом. На современных НПЗ в первой системе канализации около 5-10% расхода составляют сульфидсодержащие технологические конденсаты, образующиеся на установках каталитического крекинга, гидроочистки, замедленного коксования и гидрокрекинга.

Наиболее эффективным способом сокращения водопотребления и водоотведения является внедрение систем оборотного водоснабжения. В настоящее время водооборотные системы внедрены на 90% предприятий отрасли и обеспечивают 88% их производственных потребностей в воде.

Большие расходы охлаждающей воды и низкие коэффициенты упаривания оборотных систем (в среднем 1 , 2 – 1 ,5) приводят к тому, что количество продувочных вод на НПЗ составляет 60-70% общего количества образующихся сточных вод. В связи с этим существенного сокращения водопотребления и водоотведения можно добиться путем повышения кратности циркуляции оборотной воды.

Http://ros-pipe. ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/vodoprovodnye-sistemy-i-oborudovanie/otraslevye-resheniya/voda-v-neftepererabatyvayuschikh-zavodakh-npz/

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:”количество перерабатывающих заводов в Сантандере”. 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.

Сантанде́р (исп. Santander) город в Испании, административный центр автономного сообщества Кантабрия. Муниципалитет находится в составе района (комарки) Сантандер. Штаб квартира банка Santander. Население 179, 9 тыс. жителей (2011). Сантандер расположен на берегу Атлантического.

Данный график показывает усредненное количество часов за день, в течение которых прямые солнечные лучи достигают поверхности земли. На данный показатель влияют как длина светового дня, так и облачность в дневное время. В Сантандере среднесуточное количество солнечных часов в ноябре.

Данный график показывает усредненное количество часов за день, в течение которых прямые солнечные лучи достигают поверхности земли. На данный показатель влияют как длина светового дня, так и облачность в дневное время. В Сантандере среднесуточное количество солнечных часов в августе.

Испания славится прекрасным климатом и большим количеством красивых пляжей, привлекающих множество туристов со всех стран мира. .. Америке. Компания ведёт добычу нефти и газа в 29 странах, в основном в Испании и Аргентине; ей принадлежат 9 нефтеперерабатывающих заводов (в том.

Http://kaz. hotelolimporesort. com/2018-04-17/21381.html

Наибольшее количество предприятий нефтеперерабатывающей отрасли сосредоточено в Башкортостане, Татарии, Самарской, Ярославской и Омской областях.

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности являются серьезными источниками загрязнения воздушного и водного бассейнов.

Улов вредных веществ по отрасли стабильно остается невысоким — составляет 47,4 %.

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности загрязняют атмосферу выбросами углеводородов (73% суммарного выброса), диоксида серы (18%), оксида углерода (7,0%), оксидов азота (2%).

Потребность в большом количестве воды обусловливается необходимостью размещения предприятий вблизи водоемов, что, в свою очередь, вынуждает принимать меры по защите водных объектов от загрязнения.

Со сточными водами в водоемы поступает значительное количество нефтепродуктов, сульфатов, хлоридов, соединений азота, фенолов, солей тяжелых металлов.

Нефтеперерабатывающие заводы являются источниками загрязнения почвенных покровов нефтепродуктами.

На нефтеперерабатывающих и сланцеперерабатывающих заводах России накоплено за предыдущие годы около 95 млн. т отходов, в том числе 2,4 млн. т нефтешлаков, 0,8 млн. т прудовых кислых гудронов, 1,5 млн. т отработанных отбеливающих глин, 10 млн. т избыточных активных илов, 80 млн. т золы сланцепереработки.

Согласно данным Госкомстата РФ, выбросы предприятий нефтеперерабатывающей отрасли составляют %0 всех выбросов в России от промышленных стационарных источников. Наиболее существенна доля этой отрасли по выбросам жидких и газообразных веществ — Ухь промышленного объема выброса этих веществ.

На долю нефтеперерабатывающей промышленности приходится менее одного объема свежей воды, используемой промышленностью Российской Федерации, и только 13% сброса сточных вод в поверхностные водоемы, однако по объему сброса загрязненных сточных вод вклад нефтеперерабатывающих предприятий возрастет до 2,3%.

Http://scibook. net/injenernaya-ekologiya_1322/neftepererabatyivayuschaya-promyishlennost-50006.html

01.10.2011 – Понятия, специфика, история развития и актуальные проблемы НПЗ

НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонтно-механические цеха, цеха КИПиА, паро-, водо – и электроснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро – и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бухгалтерия и т. д.). Целевое назначение НПЗ – производство в требуемых объеме и ассортименте высококачвенных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы – и товаров народного потребления).

Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год), так и составляющих их технологических процессов. В этой связи на НПЗ исключительно высоки требования к уровню автоматизации технологических процессов, надежности и безопасности оборудования и технологии, квалификации обслуживающего персонала. Мощность НПЗ зависит прежде всего от потребности в тех или иных нефтепродуктах района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий. Крупные предприятия экономически эффективнее, чем мелкие. На крупных НПЗ имеются благоприятные предпосылки для сооружения мощных высокоавтоматизированных технологических установок на базе крупнотоннажных аппаратов и оборудования для более эффективного использования сырьевых, водных и земельных ресурсов и значительного снижения удельных капитальных и эксплуатационных затрат. Но при чрезмерной концентрации нефтеперерабатывающих предприятий пропорционально росту мощности возрастает радиус перевозок, увеличивается продолжительность строительства, ухудшается экологическая ситуация внутри и вокруг НПЗ.

Отличительной особенностью НПЗ является получение разнообразной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно сотнями наименований. Характерно, что в большенстве технологических процессов производят преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получают, как правило, путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам.

По ассортименту выпускаемых нефтепродуктов НПЗ делятся на группы:

4) НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимического профиля.

Среди перечисленных выше нефтеперерабатывающих предприятий наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку по объемам потребления и производства моторные топлива значительно превосходят как смазочные масла, так и продукцию нефтехимического синтеза. Естественно, комплексная переработка нефтяного сырья (т. е. топливно-масляно-нефтехим.) экономически более эффективна по сравнению с узкоспециализированной. Наряду с мощностью и ассортиментом нефтепродуктов, важным показателем НПЗ является глубина переработки нефти (ГПН). Глубина переработки нефти – показатель, характеризующий эффективность использования сырья. По величине ГПН можно косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. Разумеется, НПЗ с высокой долей вторичных процессов располагает большей возможностью для произв-ва из каждой тонны сырья большего количества более ценных, чем нефтяной остаток, нефтепродуктов и, следовательно, для более углубленной переработки нефти.

В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной нефтепереработке под ГПН подразумевается суммарный выход в % на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ). В современной нефтепереработке принято подразделять НПЗ (без указания разграничивающих пределов ГПН) на два типа: с неглубокой переработкой (НГП) и глубокой переработкой нефти (ГПН). Такая классификация недостаточно информативна, особенно относительно НПЗ типа ГПН: неясно, какие именно вторичные процессы могут входить в его состав.

По признаку концентрирования остатка удобно классифицировать НПЗ на 4 типа:

Качество перерабатываемого нефтяного сырья оказывает существенное влияние на технологическую структуру и технико-экономические показатели НПЗ. Легче и выгоднее перерабатывать малосернистые и легкие нефти с высоким потенциальным содержанием светлых, чем сернистые и высокосернистые, особенно с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, переработка которых требует большей насыщенности НПЗ процессами облагораживания. Завышенные затраты на переработку низкосортных нефтей должны компенсироваться заниженными ценами на них.

Одним из важных показателей НПЗ является также соотношение дизтопливо/бензин. На НПЗ НГП это соотношение не поддается регулированию и обусловливается потенциальным содержанием таких фракций в перерабатываемой нефти. На НПЗ УГП или ГПН потребное соотношение дизтопливо/бензин регулируется включением в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автобензинов и дизтоплива в соответствующих пропорциях. Так, НПЗ преимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило, процессами каталитического крекинга и алкилирования.

Для преобладающего выпуска ДТ в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга. Наиболее важным показателем структуры НПЗ является набор технологических процессов, который должен обеспечить оптимальную ГПН и выпуск заводом заданного ассортимента нефтепродуктов высокого качества с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами. Каждый из выбранных технологичесикх процессов, их оборудование, уровень автоматизации и экологической безопасности должны соответствовать новейшим достижениям науки и техники. При минимизации капитальных и эксплуатационных затрат наиболее значительный эффект достигается, когда в проекте предусматривается строительство НПЗ на базе крупнотоннажных технологичеких процессов и комбинированных установок. При комбинировании нескольких технологических процессов в единую централизованно управляемую установку в сочетании с укрупнением достигают:

– экономии капитальных вложений в результате сокращения резервуарных парков, трубопроводов, технологических коммуникаций и инженерных сетей, более компактного расположения оборудования и аппаратов, объединения насосных, компрессорных, операторных, киповских и др. помещений и тем самым увеличения плотности застройки;

– экономии эксплуатационных затрат в результате снижения удельных расходов энергии, пара, топлива и охлаждающей воды за счет объединения стадий фракционирования, теплообмена, исключения повторных операций нагрева и охлаждения, увеличения степени утилизации тепла отходящих потоков и др., а также в результате сокращения численности обслуживающего персонала (т. е. повышения производительности труда) за счет централизации управления, более высокого уровня автоматизации и механизации и т. д.;

– снижения потерь нефтепродуктов и количества стоков и, следовательно, количества вредных выбросов в окружающую среду.

Считается, что на НПЗ средней мощностью (5. 7 млн т/год) каждый процесс должен быть представлен одной технологичекой установкой. Однако при такой технологичекой структуре НПЗ связи между процессами становятся весьма жесткими, резко повышаются требования к надежности оборудования, системе контроля и автоматизации, сроку службы катализаторов. В совр. практике проектирования и строительства НПЗ большой мощности (10. 15 млн т/год) предпочтение отдают двухпоточной схеме переработки нефти, когда каждый процесс представлен двумя одноименными технологическими установками. При этом процесс, для которого ресурсы сырья ограничены при данной мощности НПЗ, может быть представлен одной технологической установкой (алкилирование, коксование, висбрекинг, производство серы и др.).

Исходя из принятой оптимальной мощности НПЗ топливного профиля, равной 12 млн т/год, на основании технико-экономических расчетов и опыта эксплуатации современного отечественных и зарубежных заводов принята оптимальной мощность головной установки АВТ, равная 6 млн т/год. Наиболее часто комбинируют следующие процессы: ЭЛОУ-АВТ (AT), гидроочистка (ГО) бензина – каталитический риформинг (КР), гидроочистка вакуумного газойля – каталитический крекинг (КК) – газоразделение, сероочистка газов – производство серы; ГО – КК – газофракционирование и др.

Наибольшую трудность в нефтепереработке представляет квалифицированная переработка гудронов (остатков вакуумной, а в последние годы – глубоковакуумная переработка) с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, металлов и гетеросоединений, требующая значительных капитальных и эксплуатационных затрат. В этой связи на ряде НПЗ страны и за рубежом часто ограничиваются неглубокой переработкой гудронов с получением таких нетопливных нефтепродуктов, как битум, нефтяные пеки.

НПЗ неглубокой переработки нефти характеризуется наиболее простой технологической структурой, низкими капитальными и эксплуатационными затратами по сравнению с НПЗ углубленной и глубокой переработкой нефти. Основной недостаток НПЗ неглубокой переработки нефти – большой удельный расход ценного и дефицитного нефтяного сырья и ограниченный ассортимент нефтепродуктов. Наиболее типичный нефтепродукт такого типа НПЗ – котельное топливо, дизтопливо, автобензины, сухой и сжиженные газы. Глубина отбора моторного топлива ограничивается потенциальным содержанием их в исходной нефти. Строительство НПЗ неглубокой переработки нефти могут позволить себе лишь страны, располагающие неограниченными ресурсами нефти (Сау довская Аравия, Иран, Ирак, Кувейт). Нефтепереработка России, обладающей скромными запасами нефти (менее 5 % от мировых), должна ориентироваться только на глубокую и безостаточную переработку нефти.

Осуществление технологии следующей ступени нефтепереработки углубленной (УГП) переработки нефти с получением моторных топлив в количествах, превышающих потенциальное их содержание в исходном сырье, связано с физико-химической переработкой остатка от атмосферной перегонки – мазута. В мировой практике при УГП и ГПН исключительно широкое распространение получили схемы переработки мазута посредством вакуумной переработки или глубоковакуумной переработкой с последующей каталитической переработкой вакуумного и глубоковакуумного газойля (ВГ и ГВГ) в компоненты моторных топлив. Количество трудноперерабатываемого тяжелого нефтяного остатка – гудрона – при этом примерно вдвое меньше по сравнению с мазутом. Технология химической переработки вакуумного газойля (ВГ) в нефтепереработке давно освоена и не представляет значительных технических трудностей.

Глубокая переработка гудронов с максимальным получением компонентов моторных топлив может быть осуществлена посредством тех же промышленных технологических процессов, которые применяются при переработке ВГ (ГВГ), но с предварительной деасфальтизацией и деметаллизацией сырья, где одновременно достигается деметаллизация и снижение коксуемости нефтяного остатка. Для этой цели более предпочтительна энергосберегающая технология процесса термоадсобционная деасфальтизация и деметаллизация (ТАДД) и деметаллизация типа термоадсобционного облагораживания тяжелого сырья каталитического крекинга (АРТ), 3Д, адсорбционно-контактная очистка (АКО) и ЭТКК.

В состав перспективных НПЗ рекомендованы освоенные в промышленном или опытно-промышленном масштабе такие процессы нового поколения, как ТАДД типа 3Д или АРТ мазута или гудрона; легкий гидрокрекинг (ЛКГ) и гидрокрекинг (ГК) деметаллизованного газойля, каталитический крекинг типа ККМС газойля, а также сопутствующие ККМС процессы производства высококачественных бензинов – алкилирование и производство МТБЭ. Эти схемы перспективных НПЗ позволяют получить высокооктановые компоненты автомобильного бензина, такие как изомеризат, риформат, алкилат, МТБЭ, бензины каталитического и гидрокрекинга, сжиженные газы, столь необходимые для производства неэтилированных высокооктановых бензинов с ограниченным содержанием аренов, а также малосернистые ДТ и ракетные топлива летних и зимних сортов.

Общей современной тенденцией в структуре использования нефти в мировой экономике является снижение доли ее потребления в электро – и теплоэнергетике в качестве котельно-печного топлива и увеличение – в качестве транспортного моторного топлива и нефтехимического сырья.

Эти изменения в структуре потребления нефти обусловлены опережающим развитием за последние годы транспортных средств с ДВС по сравнению с развитием энергетики, т. е. превышением темпов моторизации по сравнению с темпами электрификации. В настоящее время на долю нефтехимии приходится относительно небольшое количество – около 8 % маcсового потребляемой нефти. В различных странах эта доля колеблется в пределах 2. 10 %. Вполне вероятно, что к концу XXI в. нефтехимия станет поч – ти единственным направлением применения нефти. Объемы переработки нефти в мире за последние годы изменялись почти пропорционально темпам ее добычи. В период «нефтяного бума» (1960-1970 гг.) при наличии дешевой ближневосточной и латиноамериканской нефти число и суммарные мощности НПЗ в мире увеличивались исключительно быстрыми темпами. При этом на НПЗ развитых стран (за исключением США), а также стран Латинской Америки, Ближнего и Среднего Востока и Африки преимущественное распространение получили схемы с неглубокой и умеренной глубинной нефтепереработкой в США вследствие традиционно высокого уровня потребления моторных топлив и наличия дешевых ресурсов природного газа и угля осуществлялась глубокая переработка нефти.

Качественный и количественный скачок в тенденциях развития мировой нефтепереработки произошел на рубеже 1970-1980 гг., когда резкое повышение цен на нефть привело к сокращению ее добычи и потребления в качестве котельно-печного топлива и тем самым переориентации на УГП и ГПН. После 1979 г. объемы переработки нефти, суммарные мощности, а также число НПЗ постепенно уменьшались. При этом преимущественно закрывались маломощные, менее рентабельные НПЗ. Естественно, это привело к некоторому росту удельной мощности НПЗ. Снижение объемов нефтедобычи привело к появлению избытка мощностей НПЗ, преимущественно по процессам прямой перегонки нефти, которые подвергались реконструкции под другие вторичные процессы. Однако вопреки пессимистическим прогнозам объемы добычи и переработки нефти в мире к концу истекшего века вновь несколько увеличились и достигли уровня 1979 г. – 3,2. 3,3 млрд т/год. По суммарным мощностям НПЗ и объемам переработки нефти ведущее место принадлежит США.

Сверхглубокая степень переработки нефти, ярко выраженный «бензиновый» профиль НПЗ США достигается широким использованием вторичных процессов, таких как каталитический крекинг (36 %), каталитический риформинг (19 %), гидроочистка (41 %), гидрокрекинг (9,3 %), коксование, алкилирование, изомеризация и др. Наиболее массовый продукт НПЗ США – автомобильный бензин (42 % на нефть). Соотношение бензин/ДТ составляет 2/1. Котельное топливо вырабатывается в минимальных количествах – 8 % на нефть. Глубокая (93 %) степень переработки нефти в США обусловлена применением процессов каталитического крекинга прежде всего вакуумных газойлей и мазутов, гидрокрекинга и коксования. По мощности этих процессов США существенно опережают другие страны мира. Из промышленно развитых стран наиболее крупные мощности НПЗ имеют: в Западной Европе – Италия, Франция, Германия и Великобритания; в Азии – Япония, Китай и Южная Корея. НПЗ развитых стран Западной Европы и Японии характеризуетсяся меньшей, чем у США глубиной переработки нефти, что обусловливается необходимостью по климатическим условиям производства большого количества печного топлива.

Соотношение бензин/ДТ на НПЗ Западной Европы в пользу ДТ, поскольку в этих странах осуществляется интенсивная дизелизация автотранспорта. По насыщенности НПЗ вторичными процессами, прежде всего углубляющими переработку нефти, западно-европейские страны значительно уступают США. Доля углубляющих нефтепереработку процессов (каталитический крекинг, термический крекинг, гидрокрекинг и алкилирование) на НПЗ США и Западной Европы составляет соответственно 72 и 43 %. Для увеличения выхода моторных топлив в ряде стран мира реализуется программа широкого наращивания мощностей процессов глубокой переработки нефти прежде всего установок каталитического крекинга. Так, доля каткрекинга от мощности первичной переработки нефти на начало XX в. достигла (в %):

В странах-экспортерах нефти наиболее крупными мощностями НПЗ обладают Саудовская Аравия, Мексика, Бразилия, Венесуэла и Иран. Характерная особенность нефтепереработки в этих странах – низкая глубина переработки нефти (выход светлых около 50 %) и соответственно малая насыщенность НПЗ вторичными процессами. Однако в последние годы и среди них наметилась тенденция к углублению нефтепереработки. Так, доля каталитического крекинга на НПЗ Бразилии и Венесуэлы к 1994 г. достигла соответственно 27 и 20 %. НПЗ бывшего СССР, построенные до 1950 г., были ориентированы на достаточно высокую глубину переработки. В 1960-1970 гг. в условиях наращивания добычи относительно дешевой нефти в Урало-Поволжье и Западной Сибири осуществлялось строительство новых НПЗ, преимущественно по схемам неглубокой и частично углубленной переработки нефти, особенно в Европейской части страны. Развитие отечественной нефтепереработки шло как количественно, т. е. путем строительства новых мощностей, так и качественно – за счет строительства преимущественно высокопроизводительных и комбинированных процессов и интенсификации действующих установок. Причем развитие отрасли шло при ухудшающемся качестве нефтей (так, в 1980 г. доля сернистых и высокосернистых нефтей достигла 84 %) и неуклонно возрастающих требованиях к качеству выпускаемых нефтепродуктов. В последние годы перед распадом Советского Союза правительство СССР основное внимание уделяло строительству новых высокоэффективных НПЗ последнего поколения в союзных республиках: Литве (Мажейкяйский, 1984 г. пуска, мощностью 13,3 млн. т.); Казахстане (Чимкентский, 1984 г. пуска, мощностью 6,6 млн. т.,Павлодарский, 1978 г. пуска, мощностью 8,3 млн. т.); Туркмении (Чарджоуский, 1989 г. пуска, мощностью 6,5 млн. т.) на базе комбинированных установок ЛК-6у, КТ-1 и др.

России от бывшего СССР достались 26 морально и физически стареющих НПЗ. Из них восемь было пущено в эксплуатацию до Второй мир. войны, пять – построены до 1950 г., еще девять – до 1960 г. Таким образом, 23 из 26 НПЗ эксплуатируются более 40-70 лет и, естественно, требуется обновление оборудования и технологии. Российским НПЗ необходимы срочная реконструкция, существенное увеличение мощности каталитических процессов, повышающих глубину переработки нефти и качество выпускаемых нефтепродуктов. Наиболее массовым нефтепродуктом в стране все еще остается котельное топливо (27 %). Первым по объему выпуска нефтепродуктов является ДТ (28,4 %). Объем производства бензинов (15,6 %) ниже, чем ДТ (соотношение бензин/ДТ составляет – 1/1,8). Глубина нефтепепеработки за последнее десятилетие практически не изменилась и застыла на уров не 65 %. Из анализа данных можно констатировать, что по оснащенности вторичными процессами, прежде всего углубляющими нефтепереработку, НПЗ страны значительно отстают от развитых стран мира. Так, суммарная доля углубляющих нефтеперерабатывающих процессов коксования, каталитичекого крекинга и гидрокрекинга в нефтепереработке России составляет всего 8,2 %, т. е. на порядок ниже, чем на НПЗ США. Более половины из установок прямой перегонки нефти не оснащены блоком вакуумной переработки мазута. В составе отечественных НПЗ нет ни одного внедренного процесса по каталитической переработке гудронов в моторные топлива. Эксплуатируемые на НПЗ страны установки гидрокрекинга приспособлены лишь для переработки вакуумного газойля.

На отечественных НПЗ относительно благополучно положение с оснащенностью процессами облагораживания топливных фракций нефти, такими как каталитический риформинг и гидроочистка, что позволяет обеспечить выпуск удовлетворительно качественных нефтепродуктов. Однако, несмотря на заметное повышение качества наших нефтепродуктов и продукции нефтихимии, они пока уступают лучшим мировым образцам. Мы уступаем и по важнейшим технико-экономическим показателям процессов: металлоемкости, энергозатратам, занимаемой площади, уровню автоматизации производства, численности персонала и др. Даже разработанные и внедренные в последние годы высокопроизводительные процессы и каталитические системы существенно уступают по этим показателям лучшим зарубежным аналогам. Неудовлетворительно обстоит дело на НПЗ и в отношении отбора светлых нефтепродуктов от потенциала, что приводит к значительному недобору дизельных фракций на атмосферных колоннах. Отечественные катализаторы значительно уступают зарубежным аналогам по активности, стабильности, селективности и другим показателям. Одной из острейших на НПЗ России является проблема быстрейшего обновления и модернизации устаревшего оборудования, машин и отдельных процессов с доведением их до современного мирового уровня. Необходимы новые технологии и новая техника, замена физически и морально устаревших технологических процессов на более совершенные в технических и более чистые в экологическом отношениях безотходные процессы глубокой и комплексной переработки нефтяного сырья.

С учетом ключевых проблем отечественной нефтепереработки на перспективу можно сформулировать следующие основные задачи:

– существенное углубление переработки нефти на основе внедрения малоотходных технологических процессов производства высококачественных экологически чистых моторных топлив из тяжелых нефтяных остатков как наиболее эффективного средства сокращения ее расхода;

– дальнейшее повышение эффективности технологических процессов и НПЗ за счет технического перевооружения производств, совершенствования технологических схем, разработки и внедрения высокоинтенсивных ресурсо – и энергосберегающих технологий, активных и селективных катализаторов;

– опережающее развитие производства сырьевой базы и продукции нефтехимии;

– освоение технологии и увеличение объема переработки газовых конденсатов, природных газов и других альтернативных источников углеводородного сырья и моторных топлив.

Развитие отрасли будет реализовываться на основе укрупнения единичных мощностей, энерготехнологичного комбинирования процессов и комплексной автоматизации с применением ЭВМ с обеспечением требуемой экологической безопасности производств. Эти направления являются генеральной линией технологической политики нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности в стране.

Первые сведения о нефти появились почти пятнадцать веков назад, но до середины 19-го века промышленного значения использование нефти не имело.

Приблизительно в одно и то же время в России и США начались интенсивные поиски полезного применения нефти для нужд промышленности и сельского хозяйства. До октября 1917 г. российская нефтеперерабатывающая промышленность развивалась в единой мировой экономической системе, и ее судьба неразрывно была связана с успехами и неудачами технологиче¬ских процессов того времени, причем по основным направлени¬ям технологии, научным исследованиям, оборудованию – российская нефтеперерабатывающая промышленность не только не отставала от мирового уровня, но и превосходила его по целому ряду позиций. Поэтому нам представляется целесообразным отметить особенности развития нефтеперерабатывающей промышленности России и США до октября 1917 г., а затем рассмотреть отдельно историю развития нефтепереработки США и СССР до наших дней.

В России в 1823 г. в Моздоке по проекту братьев Дубининых и в 1837 г. в селе Балаханы (Азербайджан) по проекту П. Воскобойникова были построены небольшие нефтеперегонные заводы, на которых в железных кубах осуществлялась перегонка нефти с целью получения осветительного керосина. В 60-х годах 19-го века в районах Грозного и Баку были построены первые нефтеперегонные кубы для промышленного производства керосина. В конце 70-х годов в Баку уже эксплуатировалось более 200 заводов, принадлежащих отдельным лицам и фирмам. В 19-м в. в России нефть была открыта только в районе Баку на Апшеронском полуострове и на Кавказе, и именно развитие этих двух районов положило начало российской нефтяной промышленности. Нефтяная промышленность США была заложена в 1846 г., когда канадский геолог А. Геснер открыл процесс перегонки из пород, пропитанных нефтью, и получил керосин, который стали применять для освещения. Так как полученный керосин стоил намного дешевле, чем осветительные масла и газ, а также не давал копоти, то это и дало толчок интенсивному его использованию.

Полученный способ нашел свое подтверждение в работах профессора Б. Силимана по болотным водам и взвесям, которые он проводил для Пенсильванской нефтяной компании. Это позволило резко увеличить производство осветительного керосина. К концу 50-х годов 19-го века в США было уже 34 компании с общим производством 8 млн бар. керосина в год.

В 1859 г. тридцатидевятилетний бывший железнодорожный кондуктор Э. Дрейк пробурил первую нефтяную скважину. Этот способ получил быстрое распространение из-за своей простоты и высокой эффективности, что позволило многим компаниям в Пенсильвании получать большое количество нефти с мини¬мальными затратами.

К началу 60-х годов количество нефтяных компаний сильно возросло, появилось много перегонных заводов в добывающих районах США, которые осуществляли простейшую перегонку с целью получения керосина. Например, в маленьком городке Кливленде (штат Огайо) работало около пятнадцати таких заводов. Именно в таком городке двадцатитрехлетний Д. Рокфеллер в 1865 г. купил небольшой перегонный завод. С этой покупки началось богатство семьи Рокфеллеров. Дела фирмы Рокфеллера пошли настолько хорошо, что в 1866 г. был построен второй завод, а в 1870 г. под контролем этой фирмы было уже 10% нефтяного бизнеса США. Фирма получила название Стандард Ойл. Братья Рокфеллеры-Джон и Уильям-вели очень жесткую политику покупки малых компаний. Джон был главой быстроразвивающегося концерна. К 1873 г. Стандард Ойл уже практически доминировала в США. Если кто-то не хотел вступать в переговоры с Д. Рокфеллером, то в тех штатах, где работали их соперники, они сильно занижали цены на нефтепродукты и тем самым разоряли конкурентов. К 1879 г. компания Стандард Ойл стала признанной королевой нефтяного бизнеса и имела прочные позиции в большинстве штатов США.

Почему стал возможен такой огромный успех компании Д. Рокфеллера? Как случилось, что за короткий срок так быстро выросло промышленное производство небольшой поначалу компании?

Чтобы ответить на эти вопросы, надо обратиться к 70-м годам прошлого века – времени всевозможных спекуляций вокруг начавшегося нефтяного бума и резкого колебания цен на нефтепродукты. Компания Стандард Ойл имела блестящее руководство, отличную экономическую структуру, использовала современные по тем временам методы бухгалтерского учета. Технический директорат компании уделял большое внимание вопросам новейших технологий, что в конечном итоге позволяло получать наибольший выход керосина из нефти по сравнению с другими нефтяными компаниями. Кроме того, компания активно покупала лицензии в различных штатах, что позволило ей к 1879 г. стать полностью интегрированным конгломератом, т. е. в ее руках имелись все необходимые элементы успеха в нефтяном бизнесе – добыча, переработка, транспорт и маркетинг. Имея эти компоненты производства, Стандард Ойл перестала зависеть от сопутствующих компаний и быстро вытеснила конкурентов из нефтяного бизнеса.

В 1879 г. компания Стандард Ойл была преобразована в трест – огромный конгломерат, объединяющий весь нефтяной бизнес в 38 самых крупных штатах. Практически вся нефтяная промышленность США находилась под властью одной монополии. Капитал треста составлял 70 млн дол., из них более 25% принадлежало Д. Рокфеллеру. Хозяева треста – Д. Рокфеллер, Г. Флаглер, Д. Арчеболд и пятеро других – контролировали практически весь нефтяной бизнес США, что приводило к угасанию свободной торговли в нефтяной сфере.

В 80-е годы 19-го века Стандард Ойл начинает завоевывать нефтяной рынок по всему миру, и к 1885 г. 70% нефтяного бизнеса было уже вне США. Эта компания стала по-настоящему глобальной, мировой и вышла из-под контроля правительства. В то время промышленное нефтяное производство, кроме США, существовало в основном только в России. В 1879 г. в России появилось нефтяное предприятие братьев Нобелей, которое сыграло исключительную роль в развитии нефтяной промышленности России, примерно такую же, как Стандард Ойл в США. К 1883 г. компания братьев Нобелей уже имела 49,1% общероссийского керосина. С 1879 по 1917 г. доля продажи керосина этой компанией в России никогда не опускалась ниже 50,1%, а в отдельные годы доходила до 89,3%. Начиная с 1887 г. братья Нобели – Людвиг, Роберт и Альфред, – имея небольшой нефтеперегонный завод в Баку, стали вывозить керосин морским путем через Каспийское море в главные промышленные центры России и на экспорт. Вместе с ними в Баку активно работали компании семьи Ротшильдов (фирма Ротшильдов была основана в 1886 г.) и Манташева. Можно отметить, что уже в 1888 г. добыча нефти в России была сравнима с добычей нефти в США; через 10 лет количество добываемой нефти в России превысило аналогичные показатели в США, а экспорт нефтепродуктов составлял треть от экспорта США. Российский керосин стал составлять конкуренцию продукции компании Стандард Ойл в Европе. Тогда, чтобы вытеснить компанию Нобелей, Стандард Ойл стал применять свою обычную тактику – резко снижать цены на керосин для полного контроля за европейским рынком, но успеха это не принесло.

В 1893 г. в России под эгидой царского министра финансов был создан синдикат – Союз бакинских керосинозаводчиков, объединивший компании Нобелей, Ротшильдов и Манташева. Союз был призван сыграть роль российского аналога Стандард Ойл, но оказался непрочным и гораздо слабее американского собрата.

В 1895 г. Д. Рокфеллер предложил, учитывая сильную конкуренцию со стороны России, поделить мировой рынок продажи керосина, чтобы иметь 75% продажи, а остальное отдать российским компаниям, – но сделка не состоялась из-за отказа российского правительства. И в дальнейшем руководство Стандард Ойл не смогло договориться с правительством России, а революция 1905 г., затем первая мировая война и революции 1917 г. окончательно подорвали экономику Российской империи.

В 1911 г. компания братьев Нобелей вынудила фирму Ротшильдов уйти из российского нефтяного бизнеса в результате искусственного снижения цен на нефть и нефтепродукты, т. е. используя те же приемы, что и Стандард Ойл в США. Практически в том же году компания Роял Датч Шелл вступает вместо Ротшильдов в российское нефтяное дело. К этому времени компания Шелл была очень сильным конкурентом американским нефтяным фирмам даже в США, а не только в Европе. Положение в нефтяной промышленности России продолжает ухудшаться, экспорт керосина практически сходит на нет. Однако очень выгодной становится продажа высококачественных бакинских смазочных масел, которые пользуются большим успехом в Европе, чем пенсильванские масла (пенсильванская нефть содержала намного меньше масляных фракций, чем бакинская, и была хуже по качеству для производства масел).

С открытием двигателя внутреннего сгорания Р. Дизелем началась новая эра применения светлых нефтепродуктов в промышленности. Широкое использование двигателей Р. Дизеля на нефтеналивных и военных судах резко увеличивает потребность промышленности в нефтяном топливе. Л. Нобель одним из первых поддержал Р. Дизеля в его изобретении и способствовал быстрому распространению дизельных двигателей.

Кроме того, компания Нобель нашла эффективное применение тяжелых фракций нефти в качестве дешевого топлива в паровых котлах после изобретения распылительной форсунки для сжигания мазута. Это позволило резко увеличить прибыльность нефтяного бизнеса. В целом же годы, предшествовавшие революциям 1917 г., можно охарактеризовать как годы спада в промышленности России. Последующая гражданская война 1918-1920 гг. основательно разрушила нефтяное хозяйство и надолго исключила Россию из числа ведущих нефтяных держав мира.

В Соединенных Штатах Америки в 90-х годах 19-го столетия стали нарастать протесты общественности против засилия треста Стандард Ойл в нефтяной сфере, в прессе появилась целая серия статей о деятельности треста. В 1890 г. в конгрессе прошел антимонопольный закон Шормена, и президент Харрисон утвердил его. С 1892 г. начались многочисленные суды в связи с нару¬шениями компанией Стандард Ойл антимонопольного закона и настоятельными рекомендациями правительству разделить трест на более мелкие компании.

Надо отметить, что образование треста Стандард Ойл дало большие преимущества развитию нефтяной промышленности США. Были закрыты многие небольшие и не очень эффективные нефтеперегонные заводы и построены крупные с новейшей технологией в других штатах. Это позволило резко увеличить количество керосина, получаемого из нефти. Заводы строились в местах, удобных для вывоза керосина, вместе с парками резервуаров и трубопроводами. Такое стало возможным только в условиях полной интеграции, которая была в тресте, имеющем капитал, нефтедобывающие скважины, транспортные коммуникации, заводы с современной технологией, собственный маркетинг. Благодаря этому цена очищенного нефтепродукта за период с 1880 по 1897 г. снизилась почти в 2 раза. Цена снизилась также потому, что производство стало превышать потребление в результате роста числа скважин, заводов и повышения их эффективности. Именно в этот период полного контроля трестом нефтяного бизнеса США цены на нефтепродукты были самыми низкими. При этом, пользуясь бесконтрольностью, своим монопольным правом и благодаря высокой эффективности производства трест Стандард Ойл сумел увеличить цены на керосин, смазочные масла и парафины по отношению к затратам на 75-84%. Это прошло практически незамеченным, так как трест сумел в этот период организовать хороший маркетинг своих продуктов.

Как мы уже отмечали, в начале 20-го века в нефтяной промышленности наступили большие перемены. В США и Европе осветительный керосин широко заменялся на более дешевые газ и электричество (благодаря изобретению ламп Эдисона). Началось бурное развитие автомобильной промышленности. Хотя Эдисон изобрел также и автомобили, работающие на электричестве от батарей, электромобили не могли соперничать с машинами, имеющими бензиновый двигатель внутреннего сгорания. С нескольких тысяч автомашин в 1900 г. производство поднялось до полутора миллионов в 1914 г. И если в конце 19-го века бензин рассматривался как побочный и ненужный продукт при переработке нефти, то к началу первой мировой войны он уже оценивался как важное топливо, необходимое для автомобильного транспорта. С 1899 по 1914 г. доля продажи керосина в общем объеме нефтепродуктов снизилась с 58 до 25%. Век керосина кончился. В штатах окрепли подразделения треста Стандард Ойл, также выросли нефтяные компании в штатах Канзас, Оклахома, Техас и Калифорния, которые начали активно сопротивляться монопольному диктату треста Стандард Ойл, штаб-квартира которого находилась в Нью-Джерси. И хотя объем переработанной нефти с 1892 по 1911 г. в тресте увеличился в 2,5 раза, доля производимых им для США продуктов уменьшилась в 3 раза. Все это указывало на то, что период монопольного хозяйствования Стандард Ойл в нефтяном бизнесе подходил к концу.

Приход к власти президента Т. Рузвельта означал усиление антимонопольных настроений в стране. В начале 20-го века тресту были посвящены серьезные статьи в прессе о многочисленных нарушениях его хозяевами законов бизнеса и о нелегальных сделках, что восстановило большинство населения против треста. А в мае 1911 г. состоялось историческое решение Верховного суда США о разделении в течение шести месяцев треста Стандард Ойл на более мелкие нефтяные компании. В это время трест имел свои подразделения в 38 штатах, которые образовали независимые компании. В результате разделения самой большой оказалась компания Стандард Ойл штата Нью-Джерси, получившая впоследствии название Эксон. В штате Нью-Йорк на базе Стандард Ойл появилась нефтяная фирма, получившая позднее название Мобил, в Пенсильвании – Тексако, в штате Индиана – СО Ко, которая в 1985 г. была преобразована в Амоко, в штате Калифорния – Соккал, которая с 1984 г. носит название Шеврон. Мы привели здесь только названия наиболее крупных нефтяных компаний, ныне корпораций, которые отпочковались от треста при разделении. В 1911 г. каждая из отделившихся частей Стандард Ойл имела не только свое месторождение нефти, но и заводы по переработке нефти, свою систему распределения нефтепродуктов, включающую нефтеналивные танкеры, трубопроводы по сырью и нефтепродуктам, автозаправочные станции. К началу первой мировой войны многие из штатных подразделений Стандард Ойл значительно выросли, что позволило им оказывать существенное влияние на политику США в нефтяном вопросе в течение последующих восьми десятилетий и делает их наиболее весомыми в настоящее время.

Итак, с распадом треста Стандард Ойл закончилась история монопольной организации нефтяной промышленности США. Больше таких случаев в истории развития нефтяной индустрии Америки не было. Трест Стандард Ойл был частным, а не государственным предприятием. Существование треста Стандард Ойл имело свои преимущества и недостатки. К преимуществам следует отнести интегрирование всех составляющих нефтяного бизнеса: собственные месторождения нефти, добыча, собственный транспорт, нефтеперерабатывающие заводы, средства доставки нефтепродуктов до потребителя, маркетинг. Кроме того, концентрирование капитала привело к вложению денег в строительство более рентабельных больших нефтеперерабатывающих заводов с новейшей технологией, что позволило проводить снижение цен на нефтепродукты при увеличивающейся прибыли.

В то же время монополия в нефтяной промышленности весьма негативно отразилась на ее развитии, особенно в последние годы существования треста. Отсутствие конкуренции и контроля за деятельностью Стандард Ойл привело к снижению требований к качеству продаваемых нефтепродуктов и сервисному обслуживанию. Кроме того, пользуясь положением наднациональной компании, то есть компании, над которой практически не имело власти правительство США, трест не занимался надлежащим образом вопросами безопасности своих работников на производстве, не участвовал в экологических мероприятиях по восстановлению своей нефтяной территории, загрязнял окружающую среду, проводил нелегальные, противозаконные сделки, не обращая при этом никакого внимания на мнение населения штатов и страны в целом.

Все это послужило началом широких выступлений в прессе и в органах власти против монопольных привилегий треста, а затем распада Стандард Ойл.

События первой мировой войны привели к высокой государственной централизации нефтяного бизнеса как в США, так и в России. В США во время войны существовал Национальный военный нефтяной комитет, занимавшийся распределением нефтепродуктов. В России распределением нефтепродуктов тоже занимались правительственные органы. Изменилось и соотношение поставляемых продуктов. Так, например, американская армия в 1918 г. на свои нужды использовала 6 млн бар. дизельного топлива. Таким образом, годы зарождения и развития нефтяной промышленности конца прошлого и начала 20-го века можно охарактеризовать как годы зарождения, роста и распада крупных монополий. Это было и в России, и в США. Но если опасный рост монопольного могущества Стандард Ойл американцы осознали спустя 20 лет после его образования и больше уже не допустили такого повторения, то в России только сейчас начинают понимать, какие печальные последствия имеет монопольное развитие нефтяного хозяйства. И поэтому новым, только зарождающимся российским нефтяным компаниям будет полез¬но воспользоваться более чем восьмидесятилетним опытом свободной торговли американских компаний в мировом нефтяном бизнесе.

После первой мировой войны в нефтяной промышленности США на первый план выходит производство высококачественного бензина из нефти, что требует основательной перестройки технологии нефтеперерабатывающих заводов и больших капитальных затрат. При этом правительство Соединенных Штатов Америки продолжает политику ограничения власти монополий, предоставляет широкие права свободному предпринимательству, мелкому частному бизнесу, стимулирует развитие новых видов промышленности. Автомобиль как нельзя лучше вписывается в планы каждой американской семьи как доступный и комфортабельный вид транспорта. Двадцатые годы в США характеризуются возрастанием конкуренции среди нефтяных компаний, мощным развитием автомобильной промышленности, широким строительством дорог. Кроме того, усиливается государственный контроль за нефтяными компаниями, вводятся федеральные налоги на нефтепродукты и топливо. В 1928 г. ведущие нефтяные корпорации США, такие как Эксон, Мобил, Шеврон, Тексако и Галф, а также английская компания Бритиш Петролеум и англо-голландская компания Шелл, организуют международный нефтяной картель, известный как «Семь сестер». Этот союз сыграл исключительно важную роль в разработке нефтяных месторождений на Ближнем и Среднем Востоке, способствовал добыче и транспортировке дешевой арабской нефти в США.

Период 30-х годов проходит в условиях спада в работе большинства промышленных компаний США, усиления депрессии в коммерческой и общественной жизни страны. Нефтяной индустрии страны в эти годы помогло то, что, несмотря на спад, автомобильная промышленность продолжала развиваться.

В 1933 г. (в «годы великой депрессии») правительство США согласилось объединить усилия государства и нефтяных компаний, чтобы в рамках общих государственных программ продавать нефтепродукты, поддерживая цены на них на определенном уровне. Это позволило в то нелегкое время нефтяной индустрии не только выжить, но и накопить силы для последующего бурного развития.

Надо отметить, что в 30-е годы усилиями нефтяных компаний США были открыты богатые месторождения нефти в Бахрейне, Кувейте, Саудовской Аравии, что резко усилило позиции корпораций-членов Международной нефтяной картели. В течение второй мировой войны и послевоенного периода особенно эффективно происходило взаимодействие нефтяной промышленности и правительства США. Действовала хорошо зарекомендовавшая себя во время первой мировой войны централизованная планирующая система регулирования цен и распределения нефтепродуктов и концессионная политика вывоза нефти из стран Персидского залива.

После второй мировой войны мир пережил 5 нефтяных кризисов. Первые 2 нефтяных кризиса произошли в 50-е годы и были связаны с национализацией англо-иранского предприятия и с Суэцким каналом, третий – с шестидневной арабо-израиль¬ской войной. На положении США они сильно не отразились, так как в эти годы совместная и слаженная работа правительства и нефтяных компаний позволяла держать под контролем иностранные нефтяные месторождения, особенно на Ближнем и Среднем Востоке. При поддержке Государственного департамента США американские нефтяные компании получили возможность разрабатывать важные и дешевые месторождения во многих странах Персидского залива. Это определило государственную политику США в этих странах на многие годы, и этим объясняется то, что в течение двадцати лет – с 1947 по 1967 г. – цены на нефтепродукты практически оставались неизменными, а с учетом инфляции даже понижались. В 1930 г. баррель нефти стоил 1,2, в 1945 г. – 1,2, в 1951 г. – 1,7, в 1970 г. – 1,8 дол.. США постоянно увеличивали импорт нефти, так как привозная нефть обходилась дешевле собственной. В 60-е годы расходы на добычу нефти в странах Ближнего и Среднего Востока были в 15-20 раз ниже, чем в США, что было связано с более дешевым бурением и большими мощностями скважин.

Очень сильное влияние на развитие политических событий в этих странах оказывал Международный нефтяной картель, где продолжали играть ведущую роль те самые 7 нефтяных компаний, которые его образовали. Практически под их контролем происходили разработка существующих нефтяных месторождений, поиск и разведка новых, транспортировка и переработка ближневосточной нефти. Эти компании на протяжении всей истории нефтяной промышленности входят в первую десятку самых крупных нефтяных компаний мира и определяют политику в США в области нефтяного бизнеса.

Эра стабильных цен на бензин закончилась в начале 70-х годов, когда 13 ведущих стран в области нефтедобычи, объединившись в организацию ОПЕК, перестали продавать по низким ценам нефть американским нефтяным компаниям (эмбарго 1973-1974 гг.) Это были прежде всего страны Ближнего и Среднего Востока – Иран, Ирак, Кувейт, Ливия, Саудовская Аравия, Объединенные Арабские Эмираты, а также Нигерия, Алжир, Отар, Габон, Венесуэла, Эквадор и Индонезия. До сих пор добыча нефти в них составляет около 25 млн бар. в день. Американские компании лишились контроля над богатыми месторождениями, и результатом бойкота стало резкое увеличение цен на импортируемую нефть. Разразился энергетический кризис. Однако даже в условиях резкого повышения цен (41 дол. за баррель в 1980 г.) импорт ближневосточной нефти продолжался в крупных масштабах (8,4 млн бар. в день в 1979 г.) и оставался выгодным для нефтяных компаний США.

Вторым фактором, повлекшим за собой рост цен на нефть и нефтепродукты, явилось принятие за короткий срок (с 1967 по 1971 г.) законов об охране окружающей среды, предъявляющих серьезные требования к качеству бензина и содержанию серы в дизельном топливе. Эти законы потребовали перестроить технологию получения светлых нефтепродуктов на заводах, что резко увеличило затраты на переработку нефти. Учитывая, что в США цены на бензин имеют огромное значение для населения, в августе 1971 г. при участии президента Р. Никсона Департамент по энергии вводит контроль за ценами, параллельно нефтяные компании энергично начинают перестраивать свои нефтеперерабатывающие заводы, резко увеличивая глубину переработки нефти и выход светлых нефтепродуктов и закрывая маленькие нерентабельные заводы. Все эти мероприятия, а также открытие больших запасов нефти в Северном море в Европе, увеличение добычи нефти и высокая конкуренция среди стран-экспортеров позволили Соединенным Штатам Америки преодолеть кризис и в 80-е годы выйти на средний уровень цен и свободный маркетинг нефтепродуктов. К 1986 г. цены упали до 10 дол. за баррель, что привело к резкому сокращению добычи нефти. Это также отрицательно повлияло на деятельность нефтяных компаний США, так как резко сократились получаемые прибыли. В последние 5 лет можно наблюдать стабильность на нефтяном рынке – колебания цены составляют не более 3-4 дол. за баррель (исключение-период войны с Ираком, когда цены на нефть резко возросли).

В последние годы США переживают период спада. Снижаются цены на бензин, сокращается производство нефтепродуктов, идут увольнения сотрудников в нефтяных компаниях. Все эти события происходят на фоне высокой конкуренции компаний за рынки сбыта, что сопровождается повышенным вниманием к качеству продукции, и прежде всего бензина. В правительстве США, в ряде штатов приняты новые, более жесткие законы об охране окружающей среды, заставляющие нефтяные компании пересматривать технологические схемы процессов на своих заводах не только с целью увеличения глубины переработки нефти, но и с целью выпуска продукции, содержащей менее вредные для организма человека вещества. Как будут справляться с этим нефтяные компании – покажет будущее. Важно, что решая свои внутренние проблемы, нефтяные компании стремятся удовлетворить любые потребности населения в нефтепродуктах и сделать жизнь в стране более комфортной и удобной.

В настоящее время в США эффективно работают сотни нефтяных компаний, но в первой десятке наиболее крупных, определяющих лицо нефтяной промышленности, продолжают оставаться те, что были образованы при распаде треста Стандард Ойл. Это корпорации Эксон, Мобил, Шеврон, Амоко, Тексако. Остановимся на деятельности одной из наиболее крупных, но в то же время типичных нефтяных компаний, история которой авторам хорошо знакома, – компании Амоко.

Как уже отмечалось, в начале 80-х годов 19-го века был создан трест Стандард Ойл, состоящий из большого числа отдельных нефтяных компаний, работающих в основном в пределах своих штатов. В 1889 г. в трест была введена компания Стандард Ойл штата Индиана. Штаб-квартира ее располагалась в Чикаго (штат Иллинойс, там же компания начала строительство крупного нефтеперерабатывающего завода. Период становления компании проходил в составе треста, что позволило руководству компании быстро адаптироваться, и к 1911 г., году распада треста Стандард Ойл, компания Стандард Ойл штата Индиана представляла собой самостоятельную, обладающую всем необходимым фирму, способную решать крупные проблемы нефтяной промышленности. Фирма получила название СОКо (Стандард Ойл Компани). Завод, построенный под Чикаго, стал частью компании. Все дальнейшие действия компании были подчинены одному – стать интегрированной компанией, то есть обладать своими нефтяными месторождениями, нефтеперерабатывающими заводами, системой транспортирования нефти и нефтепродуктов, автозаправочными станциями и проводить самой маркетинг своего продукта. Для этого в 1917-1920 гг. СОКо покупает права на бурение в Канзасе, нефтедобывающую компанию Дикси и еще несколько нефтеперерабатывающих заводов. Данные покупки способствовали значительному увеличению производства сырья и нефтепродуктов. Одновременно большое внимание уделялось модернизации технологических процессов нефтеперерабатывающих заводов.

Например, в середине 10-х годов нынешнего столетия в условиях большого спроса на газойли по патенту первого президента компании Бартона была построена установка термического крекинга под высоким давлением, позволившая резко увеличить производство необходимой продукции. В 1921 г. остро встает вопрос, связанный с транспортированием нефти и нефтепродуктов, и СОКо покупает 50% акций трубопроводной компании Синклер. Это дало возможность перевозить нефть и нефтепродукты по низкой цене. Очень важной для становления компании явилась покупка в 1925 г. 50% акций Пан-Американской нефтяной и транспортной компании, куда входила Американская нефтяная компания, имеющая производство высокооктанового бензина. Эта покупка способствовала быстрому развитию СОКо и выдвижению ее в число первых нефтяных компаний США.

В 1928-1930 гг. СОКо обладает уже таким большим капиталом, что скупает все заводы Среднезападной нефтеперерабатывающей компании, трубопроводную компанию Синклер и нефтяную компанию Мак-Ман. В начале 30-х годов, когда в США начинается депрессия производства, СОКо проводит объединение всех своих подразделений, занимающихся добычей нефти и газа, в отдельную компанию Стандард Ойл энд Гэз Компани, входящую в СОКо. В 40-е годы в США широко разворачивается производство химических веществ из нефти и нефтепродуктов, что заставляет руководство СОКо сформировать отдельную химическую компанию Амоко. Таким образом, руководители СОКо закладывают первые элементы будущей корпорации, формируя самостоятельные компании по направлениям. Значительной вехой в деятельности СОКо является покупка всей Американской нефтяной компании в 1954 г., что делает ее ведущей фирмой в области производства и продажи высокооктанового бензина.

1957 г. в корпорации СОКо отмечен как год великой реорганизации. Именно в этом году к двум существовавшим в рамках корпорации компаниям – Амоко Кемикэл Компани, занимающейся производством и продажей химических продуктов, и Панамерикэн Петролеум Компани, в функции которой входили разработка и добыча нефти и газа, их продажи, – добавились еще три компании – Америкэн Ойл, объединившая все нефтеперерабатывающие заводы, маркетинг и средства транспортирования, Сервис Пайплайн – компания, занимающаяся трубопроводным транспортом и его обслуживанием, и Индиана Перчезинг Компани, в функции которой входили вопросы, связанные с химическими веществами. Эта реорганизация позволила корпорации улучшить систему управления, сделать ее более мобильной, увеличить прибыльность предприятий, поднять стоимость акций.

В 50-е годы учеными корпорации Амоко был разработан альтернативный риформингу процесс – ультраформинг, который также включал в себя регенерацию платинового катализатора. Амоко построила 14 установок, которые и сейчас являются весьма важными для получения ароматических углеводородов и водорода.

В 60-е годы СОКо переживает спад в связи с сильно уменьшившимися доходами компании. Во время энергетического кризиса, когда заводы работали с пониженной производительностью из-за отсутствия сырья, руководство компании Америкэн Ойл много и активно занималось модернизацией технологических процессов на своих заводах, а также вело энергичное строительство на заводе в Хьюстоне крупного комплекса, позволившего с высокой эффективностью перерабатывать тяжелые нефти и нефтяные остатки с целью увеличения выхода светлых нефтепродуктов. Такая перестройка завода, увеличение его производительности до 23-25 млн. т. в год привели к продаже ряда небольших нефтеперерабатывающих заводов. Введение в производство высокооктанового бензина новейших технологий позволило компании выпускать бензин, отвечающий всем требованиям федеральных законов по охране окружающей среды.

В середине 80-х годов (1985 г.) корпорация стала называться Амоко. В настоящее время корпорация состоит из трех крупных компаний, занимающихся:

Последней большой покупкой корпорации является покупка компании Доум Петролеум и контрольного пакета акций Теннеко Ойл Компани, что сделало Амоко самым крупным владельцем запасов газа в Северной Америке. Начало 90-х годов ознаменовано очередным спадом производства, прибыли отдельных компаний сильно колеблются, и устойчивость корпорации во многом обусловливает ее интегрированность, что позволяет иметь достаточно высокую ежегодную прибыль, хорошее положение акций на бирже, благополучное финансовое положение. Подобная ситуация характерна сегодня для большинства интегрированных нефтяных компаний США и мира и может служить хорошим примером для других стран, в том числе и для России, где только завершается переход к интегрированным нефтяным компаниям.

После войны 1918-1920 гг. нефтяное хозяйство России оказалось полностью разрушенным. В мае 1920 г. советская власть национализировала нефтяные месторождения Апшерона. С этого времени в России, а с 1923 г. в Советском Союзе существует только государственная монополия в нефтяной промышленности.

Как отмечалось выше, в США с 1882 по 1911 г. в течение 29 лет существовала монополия треста Стандард Ойл в нефтяной промышленности, которую удалось нарушить только в результате огромных усилий правительства, конгресса, прессы и общественности. При этом хотелось бы обратить внимание на одну существенную деталь: трест принадлежал частным лицам, то есть прибыль, получаемая от продажи нефти и нефтяной продукции, шла в первую очередь на развитие нефтяной промышленности, ее модернизацию, на улучшение условий труда работникам этой отрасли.

В СССР в условиях государственной монополии большая часть прибыли не возвращалась обратно в нефтяную промышленность, а использовалась правительством в разных отраслях хозяйства или совсем для других целей. После национализации советским правительством нефтяных предприятий и отказа выплатить компенсацию бывшим собственникам руководители нефтяных компаний Шелл и Стандард Ойл, имевшие интересы в России, настойчиво требовали от английского и американского правительства не признавать и бойкотировать Советское государство как не выполняющее международные законы и соглашения. К тому времени компания братьев Нобелей ушла из российского бизнеса, продав свою долю американской компании Стандард Ойл за 9 млн дол. Экономический бойкот доставил много дополнительных трудностей российскому правительству, которое вынуждено было сменить жесткую политику взаимоотношений с иностранными нефтяными компаниями на политику концессий, понимая, что без их усилий будет трудно поднять разрушенное нефтяное хозяйство.

В конце ноября 1920 г. в России принимается постановление о концессиях, которое позволяет иностранным компаниям на льготных условиях вести бизнес внутри страны. Это постановление имело благоприятные последствия для России, сумевшей в период нэпа (новой экономической программы, разрешавшей частную собственность и частный бизнес) восстановить с помощью ведущих нефтяных держав нефтяное хозяйство Апшерона и вывести его на ведущие мировые позиции. В середине 20-х годов в Советском Союзе (в конце 1922 г. Россия вместе с другими республиками образовала союз) существовало три организации, которые контролировали добычу и экспорт нефти и нефтепродуктов. Это Азнефть (Бакинский регион), Грознефть (Грозненский район, Северный Кавказ) и Эмбанефть. Вышеназванные предприятия объединились в Нефтесиндикат и образовали монополию, начавшую активно торговать нефтью и нефтепродуктами с компаниями Шелл и Мобил в Великобритании, Европе и странах Ближнего и Дальнего Востока. Затем эта монополия была преобразована в Нефтесиндикатсоюзнефть, и ее продукция составляла 14% всего импорта Западной Европы.

Политика концессий в 30-е годы была свернута, а нефтяная промышленность стала интенсивно переводиться на военные рельсы. В конце 20-х годов Советское правительство приняло решение о ликвидации нэпа и переходе к полной государственной монополии в промышленности. Контроль за развитием советской индустрии осуществлял Совет народных комиссаров. Нефтяная промышленность была в ведении Комитета по нефти, добыча нефти началась лишь после войны. В 30-е годы основная нефтеперерабатывающая промышленность была сосредоточена в Баку.

В довоенные годы Советский Союз продолжал активно экспортировать нефть и нефтепродукты в страны Европы, причем эта статья экспорта была одной из самых успешных в бюджете страны. Некоторые страны Европы, например Италия и Германия, сильно зависели от советской нефти. Доля импортируемой из Советского Союза нефти в общем балансе итальянского государства с 1925 по 1935 г. составляла около 50%, а в 1940 г. 75% советского экспорта нефтепродуктов и нефти пришлось на долю Германии.

Интересно отметить, что в годы советской власти произошло резкое изменение состава российского экспорта. Если до 1917 г. 70% российского экспорта составляло зерно (Россию называли хлебной корзиной Европы) и даже в лучшие годы нефть составляла только 7% экспорта, то после 1920 г. доля нефтяного экспорта постоянно растет и достигает к 1932 г. 18%. После коллективизации, когда Советский Союз, по существу, потерял свою роль поставщика зерна в Европу, процентное соотношение нефти в экспорте Советского Союза резко возрастает и составляет уже около 50%.

Правительство СССР понимало слабость положения страны, которая целиком зависела от бакинских нефтепродуктов, и в 30-е годы осуществило строительство нефтеперерабатывающих заводов в Ухте (1933), Москве (1938), Саратове (1934), Уфе (1938), Ишимбае (1936), Орске (1935), Батуми (1931), Одессе (1937) и Херсоне (1938). Во время второй мировой войны снабжение армии горючим и маслами происходило в основном с бакинских нефтеперерабатывающих заводов. Особенно это чувствовалось во время сталинградского сражения, когда немецкая армия перерезала пути доставки кавказской нефти и горючего в центральные районы Советского Союза.

Благодарим Вас за интерес к нашему проекту. Искренне надеемся, что то, что Вы нашли на нашем сайте интересно, нужно и приносит пользу Вам и всем Вашим близким. Если у Вас есть желание поддержать наш проект, есть реальный способ это сделать. Мы будем очень благодарны Вам за любую поддержку нашего проекта.

Http://www. ooosapfir. ru/novosti/1317468375/

Значительное влияние на функционирование нефтяного комплекса России оказывает проблема воспроизводства запасов нефти, объемов ее экспорта и переработки. Крупнейшие нефтяные компании, обеспечивающие 90% от всей российской добычи нефти, сталкиваются с естественным снижением добычи на своих месторождениях вследствие их многолетней выработки.

Глубина переработки нефти в России составляет 70% против 90% в мире;

Потребление энергии значительно превышает аналогичные показатели зарубежных заводов;

Переработка нефтяного сырья на российских НПЗ осуществляется с недозагрузкой мощностей 84,5% по сырью и с низкой степенью конверсии мазута. В 2007 году производство автомобильного бензина составило 35,1 млн т (выход на нефть 15,4%(масс.)), дизельного топлива – 66,37 млн т (29,1%), топочного мазута – 62,42 млн т (27,4%). Низкий выход суммы светлых нефтепродуктов на российских НПЗ (в среднем 50% (масс.)), по сравнению с передовыми НПЗ западных стран (не менее 75%(масс.)), обусловлен отсутствием набора процессов по глубокой переработке нефти, что отличает отечественные заводы от НПЗ США и стран Западной Европы (табл. 1), где выход мазута составляет 5 и 12% (масс.), соответственно. Так, мощностей по каталитическому крекингу и гидрокрекингу в нашей стране в несколько раз меньше, чем в Европе и США, и лишь суммарные мощности по риформингу сопоставимы с европейскими и американскими.

На рис. 6 представлено соотношение объемов реализации нефтепродуктов на внутреннем и внешнем рынках. В объемах экспорта нефтепродуктов из России автомобильный бензин составляет 5,4% (6,6% в выручке от реализации нефтепродуктов), дизельное топливо – 32,3% (41,7%), мазут – 50,1% (35,4%).

^ Рис. 7. Сопоставление валовой прибыли НПЗ с различной глубиной переработки нефти

В зависимости от мощности, удельные капитальные затраты на проведение модернизации российских НПЗ для повышения качества вырабатываемых нефтепродуктов до уровня стандартов Евро-4 и Евро-5 составят от 20 до 70 долларов на тонну перерабатываемой нефти.

*) включая гидроочистку вакуумного газойля на установках каталитического крекинга. Источник: ЭС РФ-20

Углубление переработки нефти за счет применения новейших технологий по переработке нефтяных остатков;

Увеличение объема переработки нефти будет определяться объемами

Потребления автобензина в РФ и возможностью продаж избытков автобензина в страны Западной Европы и Азиатско-Тихоокеанский регион;

Ускорение сроков ввода мощностей технологических установок и производств на замену морально и физически устаревших.

Переработка нефти прогнозируется на перспективу в следующих объемах, (млн т.): 2010г. – 228 млн т., 2020г. – 252 млн т., 2030г. – 273 млн т.

По каталитическому крекингу 80% зависимость от импортных катализаторов при общей потребности – 18 тыс. т/год. Из них: шарикового катализатора –7 тыс. т/год, микросферического – 11 тыс. т/год. Основные производители – американские компании Грейс, Энгельгард. Российским производителям принадлежит 10% рынка микросферических катализаторов и 40% – шариковых.

По гидроочистке нефтяных фракций 70% зависимость от импортных катализаторов при общей потребности – 6–8 тыс. т. Основные производители – Холдер Топсе, ЮОПи, Зюд-Хеми, Аксенс.

По риформингу 70% зависимость от импортных катализаторов при общей потребности – 3500 т. Основные производители – Критерион, ЮОПи, Аксенс.

По гидрокрекингу 100% зависимость от импортных катализаторов при общей потребности – до 500 т (срок службы –3 –5 лет). Российские производители катализаторы гидрокрекинга не выпускают. Основные производители – Шеврон-Грейс, ЮОПи, Холдор Топсе.

По изомеризации 70% зависимость от импортных катализаторов при общей потребности – до 500 т (срок службы – 3–5 лет). Основные производители – ЮОПи, Зюд-Хеми.

В секторе научных исследований и проектирования необходимо существенное повышение роли российских компаний в модернизации отечественной нефтепереработки:

Проблемы финансирования научных исследований в отрасли глубинные: ни в нефтехимию, ни в нефтепереработку долгое время не вкладывали средства. В качестве примера приведены данные по компании Exxon Mobile, которая ежегодно вкладывает в НИР и НИОКР до $750 млн, для сравнения по всей России институты имеют менее $5 млн. В то же время в некоторых нефтяных компаниях до 100% прибыли в виде дивидендов забирают акционеры. Нефтяные компании не имеют своих научных центров, а значит, не имеют научной базы и заказывают за рубежом инновационные разработки. Очевидно, какие-то проекты можно заказывать, в которых позиции РФ слабые, но в РФ есть разработки и мирового уровня.

В течение ближайших 4–6 лет в мире могут произойти кардинальные изменения на рынках нефтяного сырья и полуфабрикатных нефтепродуктов. Поэтому необходимо внимательно исследовать все эти процессы и провести корректировку стратегии развития ТЭК России. В приоритетных направлениях инвестиций в нефтяной комплекс России должна быть существенно увеличена составляющая на нефтепереработку (при этом на 1 тонну добываемой или перерабатываемой нефти в разработку и добычу новых месторождений, по сравнению с модернизацией или строительством новых НПЗ, потребуется инвестиций в 5–10 раз больше).

Снижение темпов добычи нефти в России за последние годы обуславливает необходимость развития и модернизации нефтеперерабатывающей отрасли, в первую очередь с целью замещения экспорта сырой нефти экспортом высококачественных нефтепродуктов.

Доля сырой нефти, природного газа, нефтепродуктов в денежной структуре экспортных товаров из России составляет 65%, поэтому необходимо осуществлять постепенное экспортозамещение продаж сырой нефти и природного газа на высококачественные продукты нефтепереработки и нефтехимии (что усилит влияние России в мировом ценообразовании на нефть и нефтепродукты).

Россия сможет играть значительную роль на мировых рынках высококачественных нефтепродуктов только при условии полной модернизации существующих и строительстве новых современных НПЗ, нефтехимических предприятий, катализаторных производств

Необходимо кардинально пересмотреть отношение к науке и инновациям в действующих, традиционных ведущих научных центрах России (РАН и др.) со стороны государства и нефтяных компаний: от простого финансирования науки для получения общих знаний следует перейти к инновационной деятельности – использованию знаний в промышленности с целью проведения масштабных модернизаций для получения прибыли при тиражировании новых технологий а также увеличения высокооплачиваемых рабочих мест в нашей стране. Сырьевая экономика не может обеспечить рабочими местами все население России. Для решения этой проблемы роль государства в проведении инновационной политики должна быть существенно усилена (рис. 8,9).

Ключевая роль в инновационной модернизации страны должна заключаться в неуклонном росте количества высокооплачиваемых рабочих мест при снижении доли низкооплачиваемых. Именно для достижения этих целей будет вестись жесткая конкурентная борьба между ведущими мировыми странами.

На государственном уровне необходимо разработать пакет нормативно-правовых актов и механизмов налогового воздействия, направленных на стимулирование развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей России и привлекательности инвестирования в них, прежде всего стратегии взимания акцизов и пошлин.

При реализации технологической платформы с учетом рассмотренных тенденций сроки выхода на рынок с новыми технологическими стандартами и продуктами на их основе с целью приобретения технологического лидерства оцениваются в 3-6 лет.

Http://rudocs. exdat. com/docs/index-33204.html? page=16

Предприятия Беларуси, занятые нефтепереработкой, в январе-феврале получили чистый убыток в размере 147 млн рублей, свидетельствуют официальные статданные.

В январе-феврале производством кокса и продуктов нефтепереработки занимались 17 предприятий, их обобщенный результат финансовой деятельности за первые два месяца нынешнего года — убыток в размере 147 млн рублей. Рентабельность продаж была также отрицательной (минус 2,5%).

Следует отметить, что годом ранее предприятия отрасли имели прибыль в размере 17,7 млн рублей.

Как сообщалось ранее, убытки белорусских нефтепереработчиков в текущем году во многом связаны с условиями реализации нефтепродуктов на внутреннем рынке. По данным концерна Белнефтехим, в марте цены нефтепродуктов на внутреннем рынке, которые регулирует государство, были на 100-150 долларов за тонну ниже по сравнению экспортными ценами на топливо.

В связи с убыточной деятельностью белорусских нефтеперерабатывающих заводов власти уже семь раз с начала года принимали решение о постепенном повышении стоимости топлива.

В Беларуси в седьмой раз за год повысили цены на бензинПредставители нефтеперерабатывающей отрасли предполагают, что после повышения цен на внутреннем рынке к лету удастся выйти на положительные результаты производственной деятельности. «Если в мае придем к ценам на топливо на внутреннем рынке, которые сопоставимы с российскими, и не произойдет никаких макропотрясений, то оба нефтеперерабатывающих завода Беларуси получат прибыль от реализации продукции. Что касается чистой прибыли, то с учетом закредитованности заводов, многое в этом плане зависит от стабильности обменного курса рубля, поскольку кредиты привлекались в инвалюте», — рассказал БелаПАН представитель нефтеперерабатывающей отрасли.

Он пояснил, что решение о поэтапном повышении цен на топливо обусловлено убыточной деятельностью нефтеперерабатывающих заводов. В начале нынешнего года убытки от реализации топлива на внутреннем рынке примерно в два раза превышали прибыль заводов от реализации продукции на экспорт.

«Мы подошли к точке, когда нужно принимать решение по повышению цен на топливо на внутреннем рынке с учетом финансовой ситуации, которая складывается», — отметил представитель нефтеперерабатывающей отрасли.

Http://n1.by/news/842604-ubytki-belorusskikh-neftepererabotchikov-za-dva-mesyatsa-sostavili-147-mln-rublei. html

Подсекция: Актуальные проблемы инженерно-геологических, гидрогеологических и геоэкологических исследований и возможности их решения современными геофизическими методами.

Техногенное загрязнение подземных вод часто приводит к изменению содержания в них не только тех компонентов, которые привносятся вместе с загрязнением, но и тех, которые присутствуют в подземных водах в естественных условиях и вступают во взаимодействие с контаминантами. При этом, изменения в содержании естественных компонентов являются косвенным признаком наличия загрязнения в тех случаях, когда определить наличие контаминанта в подземных водах непосредственно, не представляется возможным.

При анализе распространения нефтяного загрязнения подземных вод, существенное значение имеет представление об истории его формирования. Однако на большинстве объектов информация о загрязнении подземных вод доступна только по наблюдениям последних лет, в то время как загрязнение там формировалось десятилетиями. В этих условиях об истории формирования загрязнения можно судить исключительно по косвенным признакам, одним из которых является изменения в макрокомпонентном составе подземных вод.

Данные о макрокомпонентном составе подземных вод часто легко доступны на многих объектах нефтяного загрязнения. Так, на нефтеперерабатывающих заводах, являющихся, в большинстве случаев, объектами наиболее интенсивного загрязнения, в большом количестве проводились инженерно-геологические изыскания, обязательные при реконструкции производства и включающие химический анализ подземных вод.

В докладе рассматривается метаморфизация макрокомпонентного состава грунтовых вод под влиянием слоя нефти и нефтепродуктов на поверхности потока. Метаморфизация состава воды обусловлена процессами десульфатизации и денитрификации в анаэробной обстановке. Наблюдаемая на практике скорость этих процессов при техногенном источнике загрязнения высока. Отмеченная техногенная метаморфизация состава воды может служить признаком наличия слоя свободных нефтепродуктов на поверхности грунтовых вод.

Исследовались данные наблюдений за химическим составом подземных вод на территории МНПЗ. Использованы результаты химических анализов проб воды, отобранных из скважин, пробуренных на территории завода в 1969-70 и 1993 г. г. При бурении в 1969 г. был выявлен поток свободных нефтепродуктов, протягивающийся по всей территории завода от площадок хранения нефти и сливной железнодорожной эстакады до области разгрузки потока грунтовых вод в буферный пруд и далее в береговом обрыве р. Москвы. При бурении скважин в 1993 г. нефть на поверхности потока была обнаружена по всей территории завода.

Анализ макрокомпонентного состава подземных вод показал, что в период 1969 – 70 гг. на территории завода существовали две зоны с различными по составу водами. Первая зона располагалась, главным образом, в западной части территории за пределами потока нефтепродуктов, вторая – под слоем нефтепродуктов. Вода в первой зоне содержала три аниона – хлор, сульфаты и гидрокарбонаты, причем их количества в воде были соизмеримы. В воде второй зоны сульфаты практически отсутствовали, а содержание гидрокарбонатов достигало 70 – 80 экв.-%, а в отдельных случаях и 100 экв.-%. В пробах 1993 г. практически по всей территории завода вода содержала только два аниона, сульфаты отсутствовали полностью (за исключением 4-х скважин). Состав остальных компонентов химического анализа воды с границами линзы нефтепродуктов не связан.

Для количественной оценки степени метаморфизации состава подземных вод использовался коэффициент десульфатизации – отношение концентрации (мг-экв./л) сульфатов и гидрокарбонатов. Коэффициент десульфатизации воды за пределами линзы нефти составляет от 0,2 до 0,9, а под линзой уменьшается до сотых долей или равен нулю. Зона со значением коэффициента десульфатизации менее 0,1 близко совпадает с границей свободных нефтепродуктов на поверхности потока грунтовых вод. Использование для графического представления коэффициента десульфатизации позволило выделить зону со значением коэффициента менее 0,1, которая близко совпадает с границей потока свободных нефтепродуктов.

Таким образом, использование ретроспективных данных о макрокомпонентном составе подземных вод на территории нефтеперерабатывающих заводов позволяет восстановить историю формирования потоков свободных нефтепродуктов на поверхности грунтовых вод, что необходимо для разработки стратегии их ликвидации и реабилитации подземных вод.

Http://assasinscreeds. web. ru/db/msg. html? mid=1169108

Добавить комментарий