мини нпз россии

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) России – список, контакты

г. Туапсе, Сочинская ул., 1
- Тел.: (86167) 2-36-15;
- Факс: (86167) 7-75-00;
- Северский р-н, Афипский, Промзона
  - Факс: 3-38-30;
  - Тел.: 34-610 ;
  - Факс: 3-43-64;
  - Тел.: 60-531 ;
  - г. Краснодар, Захарова ул., 2
    - Тел./факс: (861) 268-76-43;
    - Тел.: (861) 992-72-00;
    Производство нефти, прямогонных бензиновых фракциий, летнего дизельного топлива, печного топлива, топлива повышенной плотности для реактивных двигателей.
    - г. Москва, Борисовские пруды ул., 46, корп. 2
      - Тел.: (495) 772-93-44;
      - Омск, Губкина пр-т, 1
        
        Тел.: (3812) 69-02-22;
        
        Сегодня завод осуществляет поставки топлива предприятиям российского Юга и военным структурам России в Чечне. Производственные мощности Волгоградского НПЗ занимают площадь порядка 1500 га и включают промышленные установки каталитического риформинга, изомеризации и первичной обработки нефти; установку АВТ-5; ряд цехов, среди которых инструментальный, ремонтный, цех розлива масла. Предприятию принадлежит ряд нефтебаз и АЗС; одновременно, ведется строительство новых. Продукция завода соответствует европейским стандартам качества. Предприятие производит топлива для моторов, мазут, различные марки битума, технические масла и кокс.
        
        Кемерово, пос. Станция Судженка
        
        г. Москва
        
        Тел.: (495) 644-75-69;
        
        г. Ростов-на-Дону
        
        Тел./факс: (863) 219-07-92;
        
        Тел.: (863) 219-07-93;
        
        Тел.: (863) 219-07-94;
        
        ООО «Белнефтехим-РОС» работает на российском рынке с августа 2001 года. В состав концерна входят все крупнейшие нефтехимические и химические предприятия Республики Беларусь, включая предприятия по добыче нефти – РУП «ПО «Белоруснефть», по нефтепереработке – ОАО «Нафтан» и ОАО «Мозырский НПЗ », по выпуску нефтехимической и химической продукции – завод «Полимир» ОАО «Нафтан», ОАО «Могилевское Химволокно», ОАО «Могилевский ЗИВ», ОАО «Гродненское Химволокно», РУП «Светлогорское ПО «Химволокно», по выпуску автомобильных шин – ОАО «Белшина», по производству удобрений и технических солей – ОАО «Беларуськалий» и другие.
        
        Уважаемые клиенты, Этой осенью мы рады предложить вам новое решение для надежной доставки грузов по России: с 1.
        
        О лучших кейсах маркетинга, логистики, менеджмента в интернет-торговле Уже успели построить амбициозные планы.
        
        Изменение тарифов на услуги международной доставки
        
        Уважаемые клиенты, С 26 сентября 2018 г. действует новая Тарифная карта. Основные изменения связаны с услугой DPD.
        
        Уважаемые клиенты! С 1 октября 2018 г. величина топливной надбавки по услугам DPD EXPRESS, DPD CLASSIC составит.
        
        Уютная комфортабельная гостиница “Афродита” в 50 м от моря. Двухместные однокомнатные номера и двухместные.
        
        Уважаемые клиенты, С 17 сентября 2018 г. действует новая Тарифная карта, изменения связаны с услугой DPD MAX.
        
        Уважаемые клиенты! С 3 сентября 2018 г. действует новая Тарифная карта. Основным изменением стало снижение тарифов по.
        
        Если вы ищите недорогой и комфортный отдых на Черном море. Если вы в поисках отеля с бассейном и питанием. Если вы.
        
        Уважаемые клиенты! C июля стартует акция на отправки по услуге DPD Online Classic в Сибири и на Дальнем Востоке.
        
        Уважаемые клиенты, С 16 июля мы улучшаем сроки по услуге DPD Online Classic по направлению в Калининград и обратно.
        
        Доставка по точному расписанию в 900 населенных пунктов Армении с DPD Уважаемые клиенты! DPD предлагает.
        
        Уважаемые клиенты, информируем вас об увеличении сроков доставки грузов в Калининград, а также из.
        
        Уважаемые клиенты, Сообщаем, что с 1 июня меняется стоимость опции «Объявление ценности отправки» (ОЦ).
        
        Уважаемые клиенты! С 1 июня 2018 г. величина топливной надбавки по услугам DPD EXPRESS, DPD CLASSIC (domestic).
        
        Уважаемые клиенты, Сообщаем, что с февраля этого года нам удалось значительно улучшить сроки доставки в города и.
        
        Уважаемые клиенты, C 15 мая 2018 г. мы изменяем тарифы на услуги классической и экспресс-доставки для электронной.
        
        Уважаемые клиенты! С радостью сообщаем вам, что 26 марта мы расширяем линейку услуг для интернет-магазинов. Теперь мы.
        
        Расширение партнерской сети DPD Pickup Уважаемые клиенты! Информируем об открытии новых постаматов и пунктов.
        
        Мы работаем на рынке продуктов питания с начала этого века и являемся одним из крупнейших производителем.
        
        Уважаемые клиенты! Обращаем ваше внимание, что 07 декабря было возобновлено оказание услуг с опцией «Наложенный.
        
        Практически на всех этапах добычи, подготовки и транспортировки нефти возникают мелкие локальные проблемы, которые как раз являются вотчиной МСБ. Тем не менее крупные холдинги не торопятся работать с мелкими поставщиками продукции и услуг, считает региональный директор компании “Форт капитал” Евгений Пугачев. “Большое количество внутренних нормативных документов, предназначенных для управления корпорацией, становится настоящим адом для малых предприятий, не готовых к большой бумажной работе. Иногда это воспринимается со стороны как намеренно возведенный барьер для того, чтобы пропустить “своих”. Проблема особенно усилилась в связи с уменьшением на рынке числа крупных вертикально интегрированных нефтяных компаний”, – рассказывает Евгений Пугачев.
        
        По его словам, маленький для ВИНК проект может оказаться непосильным бременем для малого или среднего бизнеса. “Например, инвестиции в оборудование в течение первого года могут составить до 2,5 миллиона долларов при довольно длительной окупаемости. Не все МСБ готовы к таким затратам. Также далеко не все компании малого и среднего бизнеса готовы соответствовать стандартам качества, предъявляемым ВИНКами”, – резюмирует эксперт.
        
        Важными элементами нефтяной индустрии являются мини-нефтеперерабатывающие и мини-газоперерабатывающие заводы.
        
        Роль мини-НПЗ в России сводится к обеспечению топливом отдельных районов или предприятий, которые по логистическим причинам не могут экономически эффективно обеспечиваться крупными НПЗ, а также к предотвращению монополизации рынка нефтепродуктов в отдельных регионах. “Эти функции порождены унаследованным с прошлого века размещением крупных нефтеперерабатывающих мощностей, но их выполнение имеет локальный характер, поэтому доля мини-НПЗ в мощностях и объеме переработки в России по состоянию на 2014 год составляет лишь около 3 процентов. Эффективная нефтепереработка требует, с одной стороны, крупных масштабов производства, с другой, близости к потребителям для минимизации транспортных затрат. Сочетание того и другого не везде в России возможно, и мини-НПЗ становятся компромиссным решением”, – говорит начальник управления по стратегическим исследованиям в энергетике Аналитического центра при правительстве РФ Александр Курдин.
        
        Мини-ГПЗ требуются прежде всего для утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) и потому их целесообразно размещать вблизи нефтяных месторождений. Поскольку сейчас государство активно проводит политику минимизации сжигания ПНГ, а крупные ГПЗ далеко не всегда можно построить в районах добычи, там появляются мини-ГПЗ.
        
        По данным минэнерго, в 2014 году в стране было 34 мини-НПЗ. Говорить о достаточности здесь сложно, поскольку мини-НПЗ важны с точки зрения не объемов переработки, а решения конкретных региональных проблем. Поэтому “достаточность” мини-НПЗ должна определяться на уровне регионов.
        
        “Оценить количество мини-НПЗ объективно достаточно сложно, ведь официально зарегистрирована только часть из них. Ряд источников указывает на 180, 200 или 250 подобных заводов в России, – говорит замгендиректора, руководитель практики Корпоративные финансы “Агентства прямых инвестиций” Илья Якунин. – В то же время, по открытым данным, в России около 70-80 независимых мини-НПЗ и около 20 мини-НПЗ/ГПЗ, входящих в структуры ВИНК. Рентабельность деятельности независимых мини-НПЗ сейчас существенно упала из-за изменений в российском налоговом законодательстве”.
        
        По словам Ксении Архиповой, исполнительного директора АКГ “Деловой профиль”, мини-НПЗ призваны составить на рынке конкуренцию крупным промышленным компаниям. Однако сегодня этот рынок в основном наводнен полулегальными и теневыми мелкими производителями, которые используют наиболее простые механизмы и технологии переработки сырой нефти (их еще называют “самоварами”). Качество нефтепродуктов, производимых ими, конечно, очень низкое, однако готовая продукция часто пользуется спросом у иностранных НПЗ для дальнейшей переработки в качественное топливо.
        
        Легализация “самоваров” требует больших капитальных затрат на выполнение норм промбезопасности и сертификацию готовой продукции, при этом стоимость оборудования сертифицированных промышленных малотоннажных нефтеперегонных установок может повышаться в несколько раз, что делает бизнес уже низкорентабельным. “Объемы переработки нефти мини-НПЗ в среднем составляют всего 20-50 тысяч тонн в год, что в сотню раз ниже, чем на крупном заводе. Если строительство “самоваров” обходится в несколько десятков тысяч долларов, то сертифицированные легальные производственные комплексы стоят от полумиллиона долларов и выше. Низкие цены на нефть существенно снижают рентабельность мини-производств, повышая сроки окупаемости до 20-25 лет, что делает легальный бизнес уже непривлекательным”, – говорит Ксения Архипова.
        
        Поддержка мини-НПЗ как таковых не должна становиться политическим приоритетом. Но в определенных районах, прежде всего удаленных от крупных перерабатывающих предприятий, они обязательно должны рассматриваться региональными властями как альтернатива другим способам поставок энергоресурсов и поддерживаться в случае их более высокой эффективности, в том числе предоставлением площадей и инфраструктуры, считает Александр Курдин. Поддержка мини-ГПЗ должна быть направлена на содействие развитию газопереработки в целом и сокращению сжигания ПНГ, так чтобы нефтегазодобывающие предприятия сами выбирали оптимальные масштабы и способы переработки с учетом поставленных государством требований.
        
        Сегодня на российском рынке проявлен значительный интерес к созданию и развитию малотоннажных нефтеперерабатывающих предприятий. По данным Минпромэнерго РФ, в ближайшие 5 лет суммарная мощность мини-НПЗ может удвоиться. Несмотря на то, что такие НПЗ дают возможность перерабатывать низкокачественные нефти и использовать малодебитные скважины, значительное увеличение их численности создаст ряд проблем эколого-экономического и технологического характера. Следует также отметить,
        что большинство мини-НПЗ рентабельно могут работать только с узкой «линейкой» продуктов, не в полной мере соответствующих ужесточающимся требованиям. Поэтому
        такая форма нефтепереработки будет оставаться привлекательной лишь на определенный промежуток времени, а затем предприятия придется либо закрывать, либо реконструировать, увеличивая мощность и усложняя технологию за счет вторичных процессов. Мини-НПЗ как альтернативное направление их развития можно использовать в
        качестве полигона, базы или опытно-промышленного предприятия по отработке новых технологий, вариантов реконструкций и т.п.
        
        В отличие от многих крупных государств, имеющих или развивающих нефтепереработку и создающих крупные нефтехимические комплексы, в России стремительно увеличивается количество мини-НПЗ.
        
        До недавнего времени их строили в основном в нефтедобывающей отрасли для обеспечения топливом городов и поселков, находящихся вблизи месторождений.
        
        Сейчас же практически у всех крупных нефтяных компаний, таких как ЛУКОЙЛ, Роснефть, ТНК ВР и других, есть мини-НПЗ. Их возводят в тех местах, откуда невыгодно транспортировать сырую нефть, или в местах нестабильного обеспечения топливом.
        
        Поскольку сегодняшняя политика государства предусматривает выделение новых месторождений компаниям, имеющим собственную переработку, то естественно, что интерес к мини-НПЗ и установкам нефтехимии малой мощности усилился.
        Рост популярности этого бизнеса обусловлен двумя основными факторами. Во-первых, заинтересованность региональных властей.
        Снижается зависимость от поставок нефтепродуктов крупными нефтяными компаниями, а для владельцев мини-НПЗ, кроме гарантированного сбыта продукции на местном рынке, в том числе и для государственных нужд (сельское хозяйство, армия), значительно упрощается процедура оформления земли под предприятие и получение необходимой разрешительной документации. Во-вторых, преимущество экспорта нефтепродуктов перед экспортом сырой нефти из-за существенной разницы в пошлине. Перерабатывая нефть на мини-НПЗ даже по самой примитивной схеме, можно иметь существенную
        экономию на уплате пошлин.
        
        Большинство создаваемых производств планируется в центрально-европейской части России (Уральский, Приволжский, Южный, Северо-Западный федеральные округа). С одной стороны – это максимально возможный сбыт и интенсивный рынок, с другой – ухудшение суммарного состояния рынка вследствие невозможности обеспечения достаточной глубины переработки нефти (рис. 1) и качества продуктов.
        Анализ данных Минпромэнерго РФ показывает, что с 2002 по 2006 г. годовой объем переработки нефти на мини-НПЗ увеличился на 41%, составив 4,6 млн т. К 2012 г. предполагается строительство 10-12 НПЗ мощностью 200-500 млн т и 3-5 мощностью 1-1,5 млн т.
        
        В этом случае суммарная мощность возрастет приблизительно до 11 млн т.
        Следует отметить, что мощности эксплуатируемых, проектируемых и строящихся НПЗ, как правило, менее 500 тыс.т/год. Однако самые ориентировочные экономические расчеты показывают, что наиболее прибыльными в эксплуатации являются НПЗ мощностью не менее 800-1000 тыс. т/год.
        Наиболее выгодное размещение мини-НПЗ – в отдаленных регионах (для удовлетворения местных потребностей) и в районах возможного экспорта. Например, газоконденсатный завод компании «НОВАТЭК» в г. Таркосале экспортирует свою продукцию через нефтебазу «Белое море», хотя часть газоконденсата можно перерабатывать на месте. Тот же процесс БиМТ («Бензин и моторное топливо» – разработка Новосибирского института катализа СО РАН) позволяет производить арктическое дизельное топливо для собственных нужд, а также нужд Газпрома и Роснефти.
        С увеличением численности мини-НПЗ создаются определенные проблемы в экономической, экологической и технологической сферах. Это проблемы, связанные с наличием полноценной аналитической базы, конфигурацией технологических схем и развитием новых технологий.
        
        Аналитическая база
        Как правило, в составе мини-НПЗ отсутствует исследовательская лаборатория. Ее заменяют так называемые аналитические пункты с ограниченным перечнем обязательных анализов (плотность, иногда фракционный состав). Любая, самая незначительная реконструкция или изменение качества сырья приводит к изменению
        физико-химических и эксплуатационных свойств продуктов, которые необходимо подвергнуть соответствующему контролю. Отсутствие необходимой аналитической
        базы, комплексных программ обследования установок, определения качества сырья и продуктов, а также коллектива квалифицированных технологов приводит к неграмотной интерпретации результатов анализов.
        Очевидна необходимость привлечения специалистов исследовательских центров для консультаций и выполнения анализа проб. Однако зачастую даже качество
        проб продуктов не соответствует стандартам и по существующим методикам испытаний анализ выполнить невозможно. Причины несоответствия проб – их неправильный отбор, нарушение технологического режима вследствие проведения эксперимента, реконструкции, использования новых реагентов и т.п. В этом случае применяются сложные комплексные исследования либо другие методы.
        Следует отдать должное заказчикам, прислушивающимся к мнению специалистов и понимающим необходимость квалифицированных консультаций, на основе которых составляются программы проведения исследования сырья, промежуточных фракций и конечных продуктов, отрабатывается режим работы.
        
        Конфигурации и технологические схемы мини-НПЗ
        За последний год существенно возросло количество проектов, технико-экономических обоснований, предложений по строительству мини-НПЗ. Причем конструктивной реализацией заканчивается приблизительно 10% всех проектов.
        Основные причины столь низкой реализации рассмотрены
        далее.
        • В схемах мини-заводов, предусматривающих глубокую переработку нефти, присутствуют сложнейшие и дорогостоящие процессы (например, гидрокрекинг тяжелых нефтяных остатков на одноразовом импортном катализаторе).
        К сожалению, заказчик не всегда хорошо ориентируется в процессах и особенностях их эксплуатации, но в стремлении производить продукты, качество которых отвечает
        современным требованиям и которые на сегодняшний день не выпускает ни один мини-НПЗ России, зачастую соглашается на всевозможные экзотические процессы. И именно аспект качества, за который критикуют мини-НПЗ, привлекает заказчиков.
        Однако в России уже есть примеры работы мини-заводов, оснащенных набором сложных нефтеперерабатывающих и нефтехимических процессов малой мощности (ТНК-Нягань – риформинг с предгидроочисткой. Максимальный набор оснащенности – риформинг, гидроочистка, битумная установка). В последнее время увеличилось количество
        предложений по проектированию и изготовлению установок малой мощности, пилотных установок и специальных блочных модулей. Реально опробованы единицы моделей, а
        использование неапробированных установок – большой экономический риск. Наличие в составе НПЗ установок, работающих по новым или недостаточно отработанным технологиям, также увеличивает степень опасности функционирования предприятия.
        • Зачастую с целью улучшения качества продукции для НПЗ мощностью до 500 тыс. т/год предлагаются сложные многопоточные технологические схемы из 7-10 основных
        установок и блока вторичных процессов. Весьма дискуссионными являются проекты, предусматривающие установку депарафинизации нефтяного сырья. Это ведет к резкому
        увеличению стоимости проекта, усложнению строительства объекта, его эксплуатации, управлению и, как следствие, привлечению дополнительных капиталовложений,
        не предусмотренных на начальных стадиях разработки проекта.
        • Привязка предлагаемых проектов к местности проводится в ряде случаев без геологических изысканий и учета особенностей региона (выпуск некоторых продуктов заведомо невыгоден: затраты на их сбыт превышают затраты на производство).
        • Cуществует недопонимание некоторыми предпринимателями сложности реализации проекта вследствие повышенной опасности объекта.
        • Заведомо низкие расценки на работы и оборудование в целях привлечения заказчика вводят последнего в заблуждение о стоимости всего проекта. Складывается впечатление, что, например, за 100 млн долл. можно построить завод мощностью 1 млн т/год, в состав которого включены процессы вторичной переработки нефти. В качестве примера
        приводятся расценки компании «Вентек Инжинирс Интернешнл Корп.» (г. Пасадена, штат Техас) для российского рынка (источник: официальный сайт компании «Вентек», США)
        
        Следует отметить, что реальные затраты на строительство завода практически удваиваются по сравнению со стоимостью оборудования и процессов, заложенной в проектносметной документации, а по мере увеличения мощности завода стоимость его возрастает непропорционально (рис. 2). Разброс цен на реализацию проектов также очень существенный (см. таблицу).
        Согласно информационным материалам выстраивается некая градация мини-НПЗ по мощности:
        1. Установки кубового типа периодического действия (работают по принципу лабораторных установок, загрузка – до 50 м 3 . Стоимость – 15-50 тыс. долл.) и непрерывного действия мощностью 20-120 тыс. т/год (нагрев – открытый
        огонь, срок службы оборудования – два- три года в зависимости от качества сырья, конструкционные материалы не соответствуют требованиям безопасности. Стоимость – до
        600 тыс. долл.). В большинстве случаев такие установки не допускаются Ростехнадзором к эксплуатации. Продукция – нестабильный бензин, подобие печного топлива и мазут –
        очень низкого качества;
        2. Малотоннажные установки и комплексы мощностью до 200 тыс. т/год, построенные в соответствии с правилами и нормами промышленной безопасности и позволяющие
        вырабатывать низкооктановый бензин, дизельное топливо и мазут, соответствующие по фракционному составу заданным параметрам. На таких установках, как правило, имеется
        блок подготовки сырья. Стоимость – от 750 тыс. до 30 млн долл.;
        3. Перерабатывающие комплексы мощностью от 500 тыс. т/год до 1,5 млн т/год, выполненные в соответствии с правилами и нормами промышленной безопасности
        и позволяющие вырабатывать относительно качественные продукты. Подразделяются на несколько групп:
        • только атмосферная перегонка (стоимость в зависимости от производительности, качества сырья и ассортимента продукции – от 30 до 150 млн долл.);
        • атмосферно-вакуумная перегонка, гидроочистка бензиновой фракции, риформинг (стоимость в зависимости от производительности, качества сырья и ассортимента продукции – от 100 до 500 млн долл.);
        
        • наличие блока вторичных деструктивных и каталитических процессов (стоимость в зависимости от производительности, качества сырья, количества и типа вторичных
        процессов, ассортимента продукции – от 500 млн долл. и выше).
        Развитие новых технологий на базе мини-НПЗ Малые формы нефтепереработки будут оставаться привлекательными лишь на определенный промежуток времени. Большинство мини-НПЗ рентабельно работают только с узкой «линейкой» продуктов (в основном это
        дизельное топливо, мазут, а также незначительное количество прямогонного и низкооктанового бензина), не соответствующих ужесточающимся на внутреннем рынке
        требованиям к качеству. Предприятия придется либо закрывать, либо увеличивать их мощность, усложняя технологию нефтепереработки за счет вторичных процессов
        (каталитический крекинг, гидрокрекинг, риформинг, алкилирование и другие).
        К альтернативному направлению развития мини-НПЗ, на взгляд автора, относится их использование в качестве полигона, базы или опытно-промышленного предприятия по
        отработке новых технологий, вариантов реконструкций и т.п. В настоящее время наряду с очень высокотехнологичными разработками на рынок поступают новые или хорошо
        известные ранее технологии, связанные с обработкой сырья полями различного спектра действия (ультразвук, кавитация, магнитная и сверхвысокочастотная обработка,
        технология обменных резонансных взаимодействий и другие), а также введением в нефтяное сырье различных реаентов. Предлагаются каталитические системы на основе
        высокопористых ячеистых материалов (ВПКЯМ). То есть разрабатываются нетрадиционные технологические процессы для улучшения качества продукции и углубления
        переработки нефти. К ним пока нет доверия, как к недоработанным технологически, не оформленным аппаратурно и несмасштабированным (обязательное условие промышленного проектирования).
        В условиях мини-НПЗ, а зачастую только в этих условиях, процесс можно отработать как
        самостоятельный, так и в комплексе с другими процессами, увидеть его влияние на работу завода в целом и на качество вырабатываемой продукции. Например: отрицательное воздействие антикоррозионной присадки, вводимой на стадии атмосферной перегонки, на катализаторы последующих процессов – риформинга и изомеризации. Или недавно установленный факт: реагент-поглотитель
        сероводорода и меркаптанов, введенный в мазут, играет положительную роль стабилизатора системы.
        К актуальным проблемам относится также недостаточное количество и слабое развитие
        инжиниринговых компаний – связующих звеньев между разработчиками технологий,
        проектировщиками и строителями. И это звено не может быть развито без надлежащей технической базы. Для обеспечения отработки технологий на базе мини-НПЗ возникает необходимость интеграции малых НПЗ с этими структурами. Более того, каждой крупной нефтяной компании целесообразно иметь в своем составе мини-НПЗ как базу для успешной реализации проектов по реконструкции крупных предприятий, строительства новых установок, внедрения современных технологий и процессов, изучения эффекта масштабирования и многого другого. С этой точки зрения модульная конфигурация НПЗ предпочтительнее, так как позволяет более мобильно изменять технологическую схему для реализации различных программ.
        Эксплуатация подобных мини-НПЗ позволит получить максимально возможную прибыль,
        значительно снизив возможные риски от реализации проектов.
        
        В настоящее время на территории России функционируют 32 крупных нефтеперерабатывающих завода и ещё 80 мини-предприятий, также занятых в данной отрасли. Совокупные мощности НПЗ страны дают возможности переработки 270 млн тонн сырья. Представляем вашему вниманию топ-10 заводов по переработке нефти по критерию установленных производственных мощностей. Предприятия, вошедшие в список, принадлежат как государственным, так и частным нефтекомпаниям.
        
        Предприятие «Газпромнефть-ОНПЗ» более известно как Омский нефтеперерабатывающий завод. Владельцем завода является компания «Газпром нефть» (структура «Газпрома»). Решение о постройке предприятия было принято в 1949 году, завод запустили в 1955 году. Установленная мощность достигает 20,89 млн тонн, глубина переработки (соотношение объёма сырья к количеству производимых продуктов) — 91,5%. В 2016 году Омский НПЗ переработал 20,5 млн тонн нефти. Пронедра писали ранее, что фактическая переработка на НПЗ в 2016 году снизилась в сравнении с уровнем 2015 года.
        
        В прошлом году произведено в том числе 4,7 млн тонн бензина и 6,5 млн тонн дизтоплива. Кроме топлива, завод производит битумы, коксы, кислоты, гудрон и другую продукцию. За последние несколько лет предприятие за счёт модернизации мощностей сократило количество выбросов в атмосферу на 36%, к 2020 году планируется снизить степень вредного воздействия на окружающую среду ещё на 28%. В общей сложности за последние 20 лет количество выбросов уменьшилось в пять раз.
        
        Киришский нефтеперерабатывающий завод («Киришинефтеоргсинтез», предприятие «Сургутнефтегаза») мощностью 20,1 млн тонн находится в городе Кириши Ленобласти. Ввод в эксплуатацию состоялся в 1966 году. Фактически в среднем перерабатывает более 17 млн тонн нефти с глубиной 54,8%. Кроме ГСМ, выпускает аммиак, битумы, растворители, газы, ксилолы. По данным предприятия, в последние годы по результатам анализа 2,4 тыс. проб превышений нормативов выбросов вредных веществ в атмосферный воздух выявлено не было. В пределах контрольных точек санитарно-защитной зоны комплекса экологических нарушений также не обнаружено.
        
        3. «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (18,8 млн тонн)
        
        Крупнейший НПЗ «Роснефти» мощностью в 18,8 млн тонн — «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (до 2002 года — Рязанский нефтеперерабатывающий завод) — выпускает автобензин, дизтопливо, авиакеросин, котельное горючее, битумы для строительной и дорожной отраслей. Предприятие начало работать в 1960 году. В прошлом году завод переработал 16,2 млн тонн сырья с глубиной 68,6%, произведя при этом 15,66 млн тонн продукции, в том числе 3,42 млн тонн бензина, 3,75 млн тонн дизтоплива и 4,92 млн тонн мазута. На предприятии в 2014 году начал работать центр экологических исследований. Также функционируют пять экологических лабораторий. Замеры вредных выбросов осуществляются с 1961 года.
        
        Один из лидеров отечественной нефтепереработки, предприятие «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» (владелец — «Лукойл»), расположено в городе Кстово Нижегородской области. Предприятие, мощность которого в настоящее время достигает 17 млн тонн, было открыто в 1958 году и получило наименование Новогорьковский нефтеперерабатывающий завод.
        
        НПЗ производит порядка 70 наименований продукции, включая бензиновое и дизельное топливо, горючее для авиационного транспорта, парафины и нефтебитумы. «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» является единственным в России предприятием, выпускающим пищевые парафины твёрдого типа. Глубина переработки достигает 75%. На заводе работает экологическая лаборатория, имеющая в своём составе два передвижных комплекса. В рамках программы «Чистый воздух» резервуары завода оборудованы понтонами для уменьшения в десятки раз количества выбросов углеводородов в атмосферу. За последние десять лет усреднённые показатели загрязнения окружающей среды снизились втрое.
        
        Волгоградский (Сталинградский) НПЗ, запущенный в 1957 году, в 1991 году вошёл в состав компании «Лукойл» и получил новое название — «Лукойл-Волгограднефтепереработка». Мощность завода составляет 15,7 млн тонн, фактическая — 12,6 млн тонн с глубиной переработки в 93%. Сейчас предприятие выпускает около семи десятков наименований продуктов нефтепереработки, включая автобензин, дизтопливо, сжиженные газы, битумы, масла, коксы и газойли. По данным «Лукойла», благодаря выполнению программы экологической безопасности, валовые объёмы вредных выбросов были сокращены на 44%.
        
        Ново-Ярославский нефтеперерабатывающий завод (в настоящее время — «Славнефть-ЯНОС», совместная собственность компаний «Газпром» и «Славнефть»), начал работать в 1961 году. Актуальная установленная мощность завода составляет 15 млн тонн сырья, глубина переработки — 66%. Предприятие занято выпуском автомобильных бензинов, дизельного горючего, топлива, используемого в реактивных двигателях, широкого спектра масел, битумов, восков, парафинов, ароматических углеводородов, мазута и сжиженных газов. За последние 11 лет «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» существенно улучшил качество своих промышленных стоков. Количество накопленных прежде отходов уменьшилось в 3,5 раза, а объём загрязняющих выбросов в атмосферу — в 1,4 раза.
        
        В 1958 году был введён в эксплуатацию Пермский нефтеперерабатывающий завод. Позже он получил такие названия, как Пермский нефтеперерабатывающий комбинат, «Пермнефтеоргсинтез» и в итоге, после перехода в собственность «Лукойла», был переименован в «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез». Мощность предприятия при глубине переработки сырья 88% достигает 13,1 млн тонн. «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» производит широкий ассортимент продукции, включающий десятки пунктов — бензины, дизтопливо, горючее для реактивных силовых установок, газойли, толуол, бензол, сжиженные углеводородные газы, серу, кислоты и нефтяные коксы.
        
        По заверениям руководства завода, на предприятии активно осуществляются меры, которые позволяют исключить выбросы в окружающую среду загрязняющих компонентов сверх нормативных ограничений. Все виды нефтесодержащих отходов утилизируются при помощи специального современного оборудования. В прошлом году завод победил в конкурсе «Лидер природоохранной деятельности в России».
        
        Московский нефтеперерабатывающий завод (собственник — «Газпром нефть»), который в настоящее время обеспечивает удовлетворение 34% потребностей российской столицы в нефтепродуктах, был построен в 1938 году. Мощность предприятия достигает 12,15 млн тонн при глубине переработки в 75%. Завод занят преимущественно в топливном сегменте — производит моторное горючее, однако дополнительно выпускает и битум. Также производятся сжиженные газы для бытовых и коммунальных нужд, топочный мазут. По данным «Газпромнефть — Московский НПЗ», система экологического менеджмента на предприятии соответствует международным стандартам.
        
        Тем не менее, с 2014 года завод неоднократно оказывался в центре внимания ввиду выбросов сероводорода в атмосферный воздух Москвы. Хотя, по данным МЧС, источником загрязнения действительно оказалось упомянутое нефтеперерабатывающее предприятие, соответствующие официальные обвинения предъявлены не были, а под подозрение попали ещё три десятка промышленных объектов, расположенных в городе. В 2017 году представители Московского НПЗ сообщили, что превышений по загрязняющим выбросам на территории предприятия не наблюдается. Напомним, в московской мэрии заявили о запуске системы наблюдения за выбросами завода.
        
        Предприятие «РН-Туапсинский НПЗ» является старейшим нефтеперерабатывающим заводом в России. Он был построен в 1929 году. Уникальность предприятия состоит также в том, что это — единственный НПЗ в стране, расположенный на черноморском побережье. Собственник «РН-Туапсинский НПЗ» — корпорация «Роснефть». Мощность завода составляет 12 млн тонн (фактически в год перерабатываются 8,6 млн тонн сырья), глубина переработки — до 54%. Основной ассортимент выпускаемых продуктов — бензин, включая технологический, дизтопливо, керосин для осветительных целей, мазут и сжиженный газ. По данным администрации завода, на НПЗ удалось в сжатые сроки сократить в два раза объёмы загрязняющих выбросов в атмосферный воздух. Также качество стоков доведено до показателя рыбохозяйственных водоёмов первой категории.
        
        10. «Ангарская нефтехимическая компания» (10,2 млн тонн)
        
        В Ангарске Иркутской области расположились производственные объекты «Ангарской нефтехимической компании», специализирующейся на нефтепереработке. В комплекс входят нефтеперерабатывающий, химический блоки, а также комбинат по производству масел. Установленная мощность — 10,2 млн тонн, глубина переработки — 73,8%. Комплекс был запущен в 1945 году как предприятие по производству жидкого угольного топлива, а в 1953 году ввели в эксплуатацию первые нефтехимические мощности. Сейчас компания производит автобензин, дизтопливо, керосин для воздушных судов, спирты, мазут, серную кислоту, масла. В рамках выполнения мероприятий экологической безопасности обустроены закрытые факелы для нейтрализации сбросных газов, возводится система оборотного водоснабжения.
        
        Лидеры в переработке нефти: топ регионов и компаний
        
        Если говорить о российской нефтеперерабатывающей отрасли в целом, то для неё характерна большая (до 90%) степень консолидации. Заводы преимущественно работают в составе компаний вертикально-интегрированного типа.
        
        Большая часть существующих в России нефтеперерабатывающих заводов была построена ещё в советский период. Распределение нефтеперерабатывающих предприятий по регионам осуществлялось по двум принципам — близости к месторождениям сырья и сообразно необходимости поставок горюче-смазочных материалов и продуктов нефтехимии в конкретные районы РСФСР, или же в соседние республики СССР. Данные факторы и предопределили картину расположения нефтеперерабатывающих мощностей на территории современного российского государства.
        
        Современный этап развития отечественной переработки «чёрного золота» характеризуется не только наращиванием мощностей, но и тотальной модернизацией производства. Последняя даёт возможность российским компаниям как улучшить качество продукции до уровня самых жёстких международных стандартов, так и повысить глубину переработки сырья, а также минимизировать негативное воздействие на окружающую среду.
        
        Поделиться ссылкой: