Мини нпз сибири

The oil and gas industry in Eastern Siberia and the Far East: trends, challenges, current status

L. EDER, I. FILIMONOVA, Institute of petroleum Geology and Geophysics named after A. A. Trofimuk SB RAS, Novosibirsk state University, S. MOISEEV, Institute of petroleum Geology and Geophysics named after A. A. Trofimuk SB RAS

Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока – самый динамично развивающийся центр нефтегазовой промышленности России. С конца 2000-х гг. основной прирост добычи в России осуществлялся за счет восточных регионов России, которые являются стратегически приоритетными регионами на долгосрочную перспективу. Масштабное развитие добычи нефти на востоке страны позволило организовать новый крупный промышленный центр, обеспечить выход на энергетические рынки Азиатско-Тихоокеанского региона.

Large-scale development of oil and gas complex of Eastern Siberia and the Far East will allow to organize a new major industrial centre, to ensure that the energy markets of the Asia-Pacific region. It is a strategic priority of Russia in the long term.

В настоящее время добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) практически достигла пика в связи с выходом на проектную мощность основных разрабатываемых месторождений региона – Ванкорского (Красноярский край), Верхнечонского (Иркутская область) и Талаканского (Республика Саха (Якутия). Возможно еще некоторое незначительное увеличение нефтедобычи за счет сателлитов и средних по размерам соседних месторождений. В то же время приросты добычи нефти в регионе являются единственным источником поддержания добычи нефти по стране в целом (рис. 1).

Дальнейшее крупномасштабное развитие нефтедобычи связано только с введением в разработку новых крупных объектов, прежде всего, на территории Красноярского центра. Это месторождения Ванкорского центра нефтедобычи – Лодочного, Сузунского и Тагульского, а также Юрубчено-Тохомского центра – Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений.

В то же время кризис 2014 – 2015 гг. способен замедлить темпы развития региона, прежде всего в части поддержания запланированных уровней добычи, в условиях, когда компании сдвигают во времени реализацию новых крупных инвестиционных проектов, в том числе в области нефтегазодобычи. Сдерживающим фактором служат и введенные секторальные санкции со стороны ряда западных стран, как в плане доступа к финансовым ресурсам, так и технологиям добычи, поскольку большую часть запасов месторождений региона можно классифицировать как трудноизвлекаемые – имеющие сложное геологическое строение.

Одновременно с этим происходит снижение темпов воспроизводства минерально-сырьевой базы и финансирования геологоразведочных работ. Сырьевая база углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока отличается низкой степенью изученности и разведанности. В связи с этим повышение надежности сырьевой базы углеводородов является основой устойчивого роста добычи нефти в долгосрочной перспективе и приоритетным направлением развития НГК региона. Повышение надежности сырьевой базы возможно только путем увеличения объема геологоразведочных работ (прежде всего глубокого бурения) и его финансирования не только в зоне активного недропользования вдоль трассы нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО), но и на перспективных слаборазведанных территориях.

Восточная Сибирь и Дальний Восток – регионы приоритетного присутствия государственных компаний ОАО «Роснефть» и ПАО «Газпром». В последние годы проходит активная консолидация активов государственных компаний в регионе (за счет активов ОАО «ТНК-ВР», ЗАО «Иреляхнефть», ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча»), в результате чего доля ОАО «Роснефть» в структуре добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке выросла до 72% в 2014 г., а к 2030 г. может увеличиться до 80%. Газпром является официальным координатором программы освоения газовых запасов и ресурсов на востоке страны, включая строительство трубопроводной (газопровод «Сила Сибири») и нефтегазохимической (ГПЗ «Амурский») инфраструктур.

Сегодня в восточных регионах Сибири практически отсутствует газовая промышленность, не считая нескольких локальных систем газоснабжения в Республике Саха (Якутия) и на севере Красноярского края. В ближайшее время здесь предстоит создать крупнейший газовый комплекс, включая секторы добычи, переработки, транспорта газа и продуктов его переработки. Увеличение инвестиционной активности со стороны государства должно концентрироваться не только в секторе добычи и транспортировки углеводородного сырья, но и финансировании проектов инновационного развития Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, включая перерабатывающие и химические высокотехнологические производства.

И гелиевыми заводами позволит России осуществить процесс импортозамещения и занять лидирующие позиции на мировом рынке конечной продукции высоких переделов.

Формирование производственно-технологических комплексов по глубокой переработке «жирного» газа восточносибирских месторождений с блоком нефтегазохимии и гелиевыми заводами позволит России осуществить процесс импортозамещения и занять лидирующие позиции на мировом рынке конечной продукции высоких переделов.

Развитие нефтепроводной системы на востоке страны происходит в направлении расширения уже существующих мощностей для возможности увеличения экспортных поставок, прежде всего в Китай. Приоритетным направлением развития газотранспортной инфраструктуры станет активное строительство магистрального газопровода «Сила Сибири».

Развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока следует проводить в рамках единой долгосрочной государственной программы развития восточных территорий России, что позволит реализовать экономические и геополитические интересы страны, обеспечить ее территориальную целостность и национальную безопасность.

В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено более 16 млрд т начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, или около 20% начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, России. Разведанные и предварительно оцененные запасы нефти в регионе превышают 3,6 млрд т, степень разведанности – 11,8%, в то время как в целом по стране – 44%. Доля неоткрытых ресурсов составляет 76% – это потенциал прироста будущих запасов нефти при условии активной лицензионной политики государства и компаний, роста объема геологоразведочных работ.

В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено более 59 трлн м 3 , или около 23%, НСР газа в стране. Разведанные и предварительно оцененные запасы природного газа в регионе превышают 9,6 трлн м 3 , или 13,8% общих запасов России, степень разведанности – 9%, в то время как аналогичный показатель по России в целом составляет 25%.

Большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири носят комплексный характер – содержат нефть, газ, конденсат, а в составе свободного газа, кроме метана, содержатся в значительных концентрациях его гомологи – этан, пропан, бутан, а также конденсат и гелий. Такой «жирный газ» требует переработки и выделения ценных компонентов – сырья для нефтегазохимических производств.

Добыча нефти с дифференциацией по месторождениям и регионам. Мощным стимулом к освоению ресурсной базы и развитию добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке стало строительство транспортной инфраструктуры: нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта в Козьмино, подводящих и соединительных нефтепроводов – «Ванкорское – Пур-Пе», «Верхнечонское – Талаканское – ВСТО», а также нефтепроводов «Северный Сахалин – Де Кастри», «Северный Сахалин – Южный Сахалин». Это позволило нарастить добычу нефти в регионе с 4,7 млн т в 2005 г. до 58,4 млн т в 2014 г. (11,1% добычи нефти в России), в том числе в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) – 44,2 млн т, на Дальнем Востоке – 14,3 млн т (рис. 2).

Основу добычи нефти составляют три месторождения – Ванкорское (50%) и Верхнечонское (19%), разрабатываемые компанией «Роснефть»; Талаканское (18%), оператор разработки – «Сургутнефтегаз». Основной прирост приходится на Красноярский край, где «Роснефть» существенно нарастила объем добычи на Ванкорском месторождении с начала промышленной добычи с 3,6 млн т в 2009 г. до 22 млн т в 2014 г. (табл. 1). Проектный уровень добычи здесь первоначально был оценен в 25 млн т нефти в год, но позднее оценка была уточнена до уровня 21,5 млн т/год и достигнута в 2013 г. Ванкорское месторождение вместе с Сузунским, Тагульским и Лодочным месторождениями формирует «Ванкорский кластер» с проектным уровнем добычи в 25 млн т в год. Развитие кластера на первом этапе связано с освоением Сузунского месторождения, как наиболее разведанного, ввод в разработку планируется уже в 2016 г. На втором этапе (после 2018 г.) планируется ввести Тагульское и Лодочное месторождения.

Добыча нефти на крупнейшем в Иркутской области Верхнечонском месторождении в 2011 г. выросла в два раза, а в 2014 г. был достигнут проектный уровень в 8,2 млн т – более 62% совокупной добычи нефти в Иркутской области, который планируется поддерживать до 2020 г. Этот рост связан с завершением строительст­ва и реконструкции ряда ключевых объектов, в результате которых пропускная способность установки по подготовке нефти на промысле увеличилась на 25%.

На Талаканском месторождении в Республике Саха (Якутия) в 2014 г. было добыто 7,7 млн т, или 88% добычи республики. В 2015 г. совокупный объем нефти, добытой компанией «Сургутнефтегаз» в Республике Саха (Якутия), может превысить 8 млн т – за счет разработки принадлежащих ей Талаканского, Алинского, Северо-Талаканского и Восточно-Алинского месторождений.

Рост нефтедобычи в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) был обусловлен также последовательным подключением ряда месторождений независимых нефтяных компаний к нефтепроводной системе ВСТО. Так, в 2010 г.

«Иркутская нефтяная компания» (ИНК) подключила к нефтепроводу Ярактинское месторождение. В 2014 г. добыча нефти «ИНК» составила 3,9 млн т, рост к предыдущему году – 40%, что связано с наращиванием фонда скважин и внедрением технологий гидроразрыва пласта. В 2015 г.

«ИНК» планирует увеличить уровень добычи нефти до 6 млн т, что на 50% больше результатов 2014 г. Благодаря использованию инфраструктуры «ИНК» для подключения к ВСТО добыча нефти на Дулисьминском месторождении в 2012 г. возросла вдвое, а к 2014 г. составила 929 тыс. т.

Рост добычи нефти на Дальнем Востоке связан с вводом в промышленную эксплуатацию в 2004 – 2005 гг. проекта «Сахалин-1» на шельфе Охотского моря и в 2009 г. – выходом на круглогодичную добычу нефти по проекту «Сахалин-2». После некоторого спада в 2009 – 2010 гг. на шельфах дальневосточных морей в 2011 г. возобновился рост добычи на проекте «Сахалин-1», однако в 2012 г. падение составило 10% к предыдущему году (с 7,9 млн т до 7,1 млн т), а в 2013 г. добыча снизилась до 7,0 млн т. В начале 2015 г. на проекте «Сахалин-1» была начата добыча нефти с месторождения Аркутун-Даги, поэтому в 2014 г. она выросла на 0,6 млн т – до 7,6 млн т.

По проекту «Сахалин-2» и на континентальных месторождениях, разрабатываемых «Роснефть – Сахалинморнефтегазом», сохраняется отрицательная динамика добычи – в 2010 г. она составила 6 млн т, сократившись к 2014 г. до 5,3 млн т.

Добыча нефти с дифференциацией по компаниям. Крупнейшие производители нефти на востоке России: контролируемые «Роснефтью» – «Ванкорнефть» и «Верхнечонскнефтегаз», а также «Сургутнефтегаз».

В 2012 – 2013 гг. произошло значительное увеличение доли «Роснефти» в текущей добыче нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Компания консолидировала 100% «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», владеющей лицензией на разработку Среднеботуобинского месторождения в Республике Саха (Якутия). С октября 2013 г. Среднеботуобинское месторождение введено в промышленную разработку и начаты поставки нефти по собственному нефтепроводу протяженностью 169 км в трубопроводную систему ВСТО. Планируется достигнуть проектный уровень добычи нефти к 2018 г. – 5 млн т в год.

Также в 2014 г. «Роснефть» приобрела активы «Иреляхнефть» и «АЛРОСА-Газ» в Республике Саха (Якутия), осуществляющих добычу нефти на Иреляхском и Среднеботуобинском месторождениях соответственно.

После завершения процедуры слияния активов «Роснефти» и ТНК-ВР в 2013 г. компании перешли доли в освоении Верхнечонского месторождения в Иркутской области и Ванкорской группы месторождений на севере Красноярского края – Сузунского, Тагульского и Русского, а после приобретения «Итеры» – Братского газоконденсатного месторождения в Иркутской области.

Сегодня на долю «Роснефти» в Восточной Сибири приходится 72% добываемой нефти, на Дальнем Востоке – 20%, по региону в целом – около 58%. Поэтому основной прирост добычи нефти на востоке будет осуществляться, прежде всего, за счет государственного монополиста, доля которого в Восточной Сибири к 2030 г. возрастет до 80%.

Добыча газа. Отсутствие инфраструктуры по транспортировке, переработке и использованию газа – фактор, сдерживающий развитие газовой промышленности востока России. В 2014 г. добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке составила 46,6 млрд м 3 , из которых 28,3 млрд м 3 приходилось на Сахалинскую область, а 18,4 млрд м 3 – на Красноярский край, Республику Саха (Якутия) и Иркутскую область (рис. 3).

Основная часть всего добываемого газа на Дальнем Востоке (18,3 млрд м 3 ) поступает потребителям на внутренний рынок и на экспорт, а более 22% добычи газа на Дальнем Востоке, было закачано обратно в пласт, либо сожжено в факелах.

Основная добыча коммерческого газа на Дальнем Востоке осуществляется на шельфе Охотского моря по проекту «Сахалин-2» – 17,6 млрд м 3 , в рамках которого действуют транссахалинский газопровод, завод и терминал СПГ (табл. 2). В 2014 г. около 14,5 млрд м 3 природного газа (10,7 млн т СПГ) было поставлено на экспорт в страны АТР, прежде всего – Японию и Южную Корею, остальные 3 млрд м 3 – направлены на внутренний рынок – Владивостокские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, ТЦ «Северная» и Южно-Сахалинскую ТЭЦ-1 и др.

В рамках проекта «Сахалин-3» Газпром осваивает три лицензионных участка – Киринское, Аяшское и Восточно-Одоптинское. Киринский участок включает Киринское, Южно-Киринское и Мынгинское газоконденсатные месторождения. В конце 2013 г. введено в эксплуатацию Киринское газоконденсатное месторождение, проектная мощность может составить 8 – 9 млрд м 3 в год. Ввод в эксплуатацию Южно-Киринского месторождения был намечен на 2019 г., а к 2023 – 2024 гг. планировалось выйти на проектный уровень добычи 16 млрд м 3 . Однако в августе 2015 г. США ввели санкции в отношении ряда российских месторождений, в том числе Южно-Киринского, о запрете экспорта, реэкспорта и трансфера любых товарных позиций без получения специальной лицензии Бюро промышленности и безопасности США. А данное месторождение должно было стать основной ресурсной базой для завода «Владивосток СПГ», запуск которого вследствие секторальных санкций перенесен на неопределенный срок.

Свыше 10,0 млрд м 3 газа, добываемого по проекту «Сахалин-1», закачивается в пласт ввиду нерешенности вопроса со сбытом. «Роснефть», как оператор проекта, активно ведет переговоры с Газпромом о возможности поставки газа в трубопроводную систему проекта «Сахалин-2» для дальнейшей доставки его на проектируемый завод «Дальневосточный СПГ». Сырьевой базой для завода станут запасы газа месторождения Аркутун-Даги, нефтяная часть которого введена в разработку в начале 2015 г., а также месторождений Северное Чайво и Северно-Венинское. Решение о строительстве завода стало возможным в связи с принятием в 2013 г. закона о либерализации рынка сжиженного природного газа и возможности организации его поставок на экспорт не зависимыми от Газпрома компаниями. Вопрос финансирования до настоящего времени не решен, рассматривался вариант с выделением средств из Резервного фонда, но после отказа «Роснефть» в сентябре 2014 г. предложила Правительству РФ включить проект строительства завода в состав проекта «Сахалин-1», в результате чего государство должно будет компенсировать экономически обоснованные затраты на строительство завода и сопутствующей инфраструктуры.

(18,3 млрд м 3 ) поступает потребителям на внутренний рынок и на экспорт, а около 10 млрд м 3 , или более 22% добычи газа на Дальнем Востоке, было закачано обратно в пласт, либо сожжено в факелах.

Природный газ, добываемый «Роснефть – Сахалинморнефтегаз» на сухопутных месторождениях о-ва Сахалин (порядка 0,4 – 0,5 млрд м 3 в год), поступает по газопроводу потребителям в Комсомольске-на-Амуре и в Хабаровске.

В Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) основные объемы добываемого газа используются для местных промышленных, энергетических и коммунально-бытовых нужд, это позволило создать локальные системы энергообеспечения, а также поставлять часть сырья в соседние регионы страны.

Значительная часть газовых месторождений Республики Саха (Якутия) сосредоточена в Центральном районе, месторождения этой территории формируют локальную систему газоснабжения (Средневилюйское, Мастахское, Среднетюнгское и другие). Основные объемы добываемого в Якутии газа используются для местных промышленных, энергетических и коммунально-бытовых нужд, в том числе Якутской ГРЭС. Основные недропользователи республики – «Якутская топливно-энергетическая компания» и «СахатРанснефтегаз».

На крупнейшем в Восточной Сибири и Республике Саха газовом месторождении Чаяндинском добыча в настоящее время не ведется, осуществляется комплекс мер по доразведке, чтобы после окончания геологоразведочных работ в 2016 г. провести окончательный подсчет запасов. Чаяндинское месторождение является первоочередной ресурсной базой магистрального газопровода «Сила Сибири», подключение к которому намечено в 2019 – 2021 гг.

На втором этапе развития газопроводной инфраструктуры «Силы Сибири» в период 2020 – 2025 гг. планируется подключить крупнейшее в Иркутской области газоконденсатное Ковыктинское месторождение. В настоящее время месторождение подготовлено к промышленной добыче газа, в феврале 2014 г. здесь была запущена экспериментальная установка по выделению гелия из природного газа с использованием мембранных технологий, которая в дальнейшем будет использована на Чаяндинском месторождении.

С ростом объемов добычи нефти и газа на новых месторождениях все более остро встает вопрос утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). При неразвитой газо­транспортной инфраструктуре специализирующиеся на добыче нефти компании ПНГ закачивают обратно в пласт и сжигают в факелах. Такая ситуация складывается на протяжении последних семи лет – с начала массовой добычи нефти в регионе и организации поставок в неф­тепроводную систему ВСТО. Условия для эффективной утилизации ПНГ компаниями-недропользователями восточносибирского региона начали формировать только с 2013 – 2014 гг.

Так, на Верхнечонском месторождении утилизация ПНГ производится путем обратной закачки в пласт, на Ванкорском нефтегазовом месторождении – газ поставляется в ЕСГ через инфраструктуру ЛУКОЙЛа – газопровод «Ванкор – Хальмерпаютинское месторождение», «Иркутская нефтяная компания» – планирует начать строительство газоперерабатывающего комплекса.

Переработку нефти на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока осуществляют четыре крупных нефтеперерабатывающих завода (НПЗ) – Ачинский, Ангарский и Комсомольский НПЗ (контролируемые «Рос­нефтью») и Хабаровский НПЗ (с 2014 г. контролируемый ОАО «Независимая нефтяная компания» (ННК)), а также мини-НПЗ компании «Петросах» на Сахалине. Общая мощность нефтеперерабатывающих заводов Восточной Сибири и Дальнего Востока по сырью в 2014 г. составила 28,9 млн т, первичная переработка – 27,1 млн т нефти (рис. 4, 5).

Основная часть сырья на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока поставляется из Западной Сибири. Кроме того, около 1,4 млн т нефти в год по нефтепроводу «Оха — Комсомольск-на-Амуре» на Комсомольский НПЗ – с месторождения о-ва Сахалин. Нефть, добываемая на шельфе Сахалина, в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) в полном объеме поставляется на экспорт. В условиях высокого регионального и экспортного спроса на нефтепродукты в 2013 г. уровень загрузки мощностей Ачинского и Ангарского заводов «Роснефти» находился на предельном уровне (99%), тогда как уровень загрузки Хабаровского и Комсомольского заводов – менее 90%, что связано с большой удаленностью и недостаточным объемом собственной сырьевой базы, прежде всего для Хабаровского НПЗ. В 2014 г. уровень загрузки Ачинского НПЗ и Ангарской НХК несколько сократился, до 90% и 98% соответственно, загрузка Хабаровского НПЗ также сократилась на 3%, в то время как на Комсомольском заводе уровень загрузки близок к предельному уровню – 97%.

Незначительное сокращение суммарного уровня загрузки мощностей заводов обусловлено опережающим вводом новых мощностей на Хабаровском НПЗ относительно поставок сырья для переработки, а также крупной аварией на Ачинском НПЗ. В связи с аварией на Ачинском НПЗ в июне 2014 г. и последующими ремонтно-восстановительными работами перерабатывающие мощности завода сократились на 25% с 7,5 млн т в 2013 г. до 5,7 млн т в 2014 г. К 2015 г. основные восстановительные работы были выполнены.

Для повышения надежности обеспечения сырьем заводов на Дальнем Востоке и сокращения транспортных издержек в августе 2015 г. завершено строительство нефтепровода-отвода от ВСТО до Хабаровского НПЗ протяженностью 28 км. В связи с подключением к неф­тепроводу мощности Хабаровского НПЗ планируется увеличить до 6 млн т к 2019 г.

В конце 2017 г. планируется завершить согласование технического проекта и строительство нефтепровода от ВСТО до Комсомольского НПЗ протяженностью 293 км, поскольку доставка нефти на завод осуществляется при помощи железнодорожного транспорта. Предполагается, что по данному отводу будет транспортироваться до 8 млн т нефти в год.

С 2000 по 2012 гг. объем ежегодной переработки неф­ти на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока увеличивался более чем на 10 млн т, прежде всего, за счет повышения уровня загрузки существующих мощностей с 47 до 96,7% (рис. 6). Начиная с 2012 г., объем производства не увеличивался, а в 2014 г. сократился на 2 млн т, а уровень загрузки мощностей упал до 90,9% прежде всего из-за восточносибирских заводов – Ачинского НПЗ и Ангарской НХК.

Несмотря на планы по развитию нефтеперерабатывающих мощностей в Республике Саха (Якутия), до настоящего времени потребности в нефтепродуктах удовлетворяются за счет привозного сырья и продукции промысловых установок. Функционируют две установки «ЯТЭК» по переработке газового конденсата на Средневилюйском и Мастахском ГКМ, а также Талаканская установка по производству битума («Сургутнефтегаз») для собственных нужд. В настоящее время в республике существует потенциал роста мощностей по переработке нефти, начато строительство ряда малых перерабатывающих установок, однако ввиду недостаточного финансирования все они законсервированы.

В условиях значительного увеличения добычи нефти на востоке России возникает необходимость восстановления и расширения мощностей действующих заводов, строительства новых НПЗ для региональных нужд и преимущественно экспортного назначения на Дальнем Востоке.

Нефтепроводы. Стимулом к интенсификации освоения ресурсного потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока стало строительство нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта «Козьмино», подводящих и соединительных нефтепроводов – «Ванкорское – Пурпе» и «Пурпе – Самотлор», «Верхнечонское – Талаканское – ВСТО», а также нефтепроводов «Северный Сахалин – Южный Сахалин», «Северный Сахалин – Де Кастри».

Нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» связал нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с портами на Дальнем Востоке, а также непосредственно потребителями в АТР.

Первая очередь строительства ВСТО (ВСТО-1), реализованная на участке «Тайшет – Сковородино» мощностью 30 млн т в год, введена в эксплуатацию в декабре 2009 г. Начиная с декабря 2010 г., организованы поставки нефти по нефтепроводу «Россия – Китай» по маршруту «Сковородино – Дацин» в объеме 15 млн т в год. В 2013 г. принято решение о расширении мощности этого участка нефтепровода до 30 млн т к 2018 г. для реализации соглашения между правительствами России и КНР о расширении сотрудничества в сфере торговли сырой нефтью и заключении нового контракта «Роснефть» с китайской CNPC. В 2015 г. компанией «Транснефть» реализованы все технические мероприятия для увеличения поставок нефти в Китай до 20 млн т нефти. Однако в связи с невозможностью со стороны Китая завершить в срок работы по расширению отвода на своей территории из-за ряда законодательных ограничений, стороны подписали техническое соглашение о временном изменении пункта поставки – возможность поставлять нефть не только через ВСТО-1, но и через порт СМНП «Козьмино» (конечная точка ВСТО-2).

В конце 2012 г. осуществлен ввод в эксплуатацию нефтепровода «Сковородино – СМНП «Козьмино»» (ВСТО-2), мощностью 30 млн т в год. В 2014 г. начато строительство нефтеперекачивающей станции (НПС) в Амурской области, ввод которой в 2017 г. позволит увеличить пропускную способность ВСТО-2 до 39 млн т в год. В перспективе к 2018 г. мощность ВСТО-2 может быть увеличена до 50 млн т нефти в год путем строительства дополнительных НПС.

Для поставок нефти в ВСТО с Ванкорско-Сузунской зоны и месторождений ЯНАО и Северо-Востока ХМАО в конце 2011 г. был введен в эксплуатацию нефтепровод «Пурпе–Самотлор», а в 2016 г. должен быть введен в эксплуатацию нефтепровод «Заполярное – Пурпе», рассчитанный на 32 млн т нефти. Это позволит начать полномасштабную добычу месторождений компаний «Роснефть» (Лодочное, Сузунское, Тагульское на севере Красноярского края и Русское, расположенное в Тазовском районе ЯНАО), ЛУКОЙЛ (Пякяхинское в ЯНАО), «Газпром нефть» (Новопортовское, Восточно-Мессояхское в ЯНАО), российско-итальянское совместное предприятие «Северэнергия» (Самбургского, Ево-Яхинского, Яро-Яхинского и Северо-Часельского в ЯНАО).

В настоящее время ведется строительство магистрального нефтепровода «Куюмба–Тайшет», протяженностью около 700 км, который позволит подключить к трубопроводной системе ВСТО месторождения на севере Красноярского края – Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское. Максимальная пропускная способность нефтепровода – 15 млн т нефти в год, ввод в эксплуатацию перенесен с 2016 г. на 2018 г. ввиду недостаточной подготовленности сырьевой базы.

В 2013 г. с компанией «Транснефть» согласован ряд принципиальных решений относительно подключения нефтеперерабатывающих заводов Дальнего Востока (Хабаровсакого НПЗ и Комсомольского НПЗ) к нефтепроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан». Это позволит заместить железнодорожные поставки сырья на заводы, обеспечить поставки нефти в расширенном объеме и загрузку новых мощностей заводов, увеличившихся вследствие реализации программы модернизации, сократить транспортные издержки в структуре себестоимости выпуска нефтепродуктов. В августе 2015 г. Хабаровский НПЗ подключен к ВСТО, Комсомольский НПЗ планируется подключить к 2017 г.

Газопроводы. Основной газотранспортной системой России является Единая система газоснабжения с конечной точкой в с. Просково (Кемеровской области). Поэтому уровень газификации регионов Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (около 7,0 %) почти в 10 раз ниже среднероссийского уровня (65,3%). Ввиду отсутствия на территории магистральной транспортной инфраструктуры сформировано несколько локальных систем газоснабжения на севере Красноярского края и в Республике Саха (Якутия).

До настоящего времени в регионе не сформировано единой магистральной газотранспортной системы, что сдерживает освоение уже подготовленных к эксплуатации газовых месторождений. В этих условиях недропользователи самостоятельно осуществляют строительство подводящих газопроводов, обеспечивающих газификацию отдельных населенных пунктов и промышленных предприятий. Такие подводящие газопроводы действуют на территории Иркутской области – «Братское газоконденсатное месторождение (ГКМ) — г. Братск», ГРС «Осиновка» — п. Зяба и «Осиновка» — п. Гидростроитель; в Республике Саха – «Кызыл-Сыр – Мастах – Берге – Якутск» и «Мирный – Айхал – Удачный», в Камчатском крае – «Соболево — Петропавловск-Камчатский» и на Чукотке – «Западно-Озерное газовое месторождение – г. Анадырь».

Поставки газа, добываемого на о. Сахалин, ведутся по магистральному газопроводу «Северный Сахалин – Комсомольск-на-Амуре» с газопроводами-отводами к промышленным и коммунальным потребителям Сахалинской области и Хабаровского края (Комсомольский промышленный узел).

Основой будущего развития газотранспортной системы на востоке страны станет завершение строительства газопровода «Сила Сибири». Газопровод пройдет по территории пяти субъектов Российской Федерации – Иркутской и Амурской областей, Еврейской автономной области, Республики Саха (Якутия) и Хабаровского края. Общая протяженность газопровода составит около 4000 км, а проектная мощность более 61 млрд м 3 газа в год. В сентябре 2014 г. в присутствии Президента РФ прошла церемония соединения первого звена трубы, ранее в мае Газ­пром и китайская CNPC заключили контракт на поставку трубопроводного газа в КНР, а 13 октября 2015 г. подписано межправительственное соглашение о поставках газа на уровне премьер-министров двух стран.

Завершить первый этап строительства газопровода «Сила Сибири» и подключение Чаяндинского месторождения планируется к 2022 г., при этом первые поставки газа в Китай должны начаться уже в 2018 г., к 2020г. они могут возрасти до 10 млрд м 3 в год. На втором этапе строительства газопровода, в 2024 – 2031гг., предполагается ввод в эксплуатацию компрессорной станции между Ковыктинским и Чаяндинским месторождениями и строительство лупинга протяженностью 719,3 км.

Для организации крупных поставок нефти и газа российским потребителям и на экспорт в страны АТР в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо формирование системы сверхдальнего трубопроводного транспорта, строительство заводов по переработке и сжижению природного газа, создание инфраструктуры для отгрузки нефти, нефтепродуктов, СПГ и конденсата.

Основным направлением поставок нефти с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока являются страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В 2014 г. из Восточной Сибири Дальнего Востока поставлено на экспорт около 60 млн т нефти, что на 22% выше уровня предыдущего года. Прирост экспорта произошел за счет существенного увеличения объемов поставок нефти в Китай – более чем на 36% относительно предыдущего года.

Доля восточносибирской нефти в структуре экспорта региона составляет 68,1%, доля нефти, добываемой в рамках сахалинских проектов СРП, – 21,2%.

Экспорт восточносибирской нефти осуществляется по трубопроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан» и далее в двух основных направлениях – по нефтепроводу-отводу «Сковородино – Дацин» и до порта Козьмино. Развитие нефтепроводной системы ВСТО, строительство подводящих трубопроводов и экспортной портовой инфраструктуры позволило в 2014 г. нарастить объем отгруженной нефти из порта Козьмино до уровня 24,9 млн т, или на 17% относительно предыдущего года (табл. 3).

Кроме того, с января 2014 г. возобновился транзит российской нефти в Китай через территорию Казахстана. В результате получения права на техническое замещение сырья, российские экспортеры получают казахстанскую нефть на границе Казахстана с Китаем в объеме, аналогичном объему российской нефти, поставляемой на Павлодарский НХЗ. В результате экспорт российской нефти в Китай по нефтепроводу «Атасу – Алашанькоу» в 2014 г. составил 6,5 млн т.

Основные маршруты морских поставок нефти из Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) – Япония (8,5 млн т), Китай (7,4 млн т) и Южная Корея (3 млн т). Кроме того, поставки нефти осуществляются в Филиппины, Малайзию, Сингапур, США, Таиланд, Тайвань, Индонезию, Новую Зеландию и Австралию.

В результате строительства нефтепровода «Сковородино – Дацин» и возобновления экспорта российской нефти по трубопроводу «Атасу – Алашанькоу» Китай стал крупнейшим импортером российской нефти в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Доля Китая в структуре экспорта нефти из России на Тихоокеанском направлении с учетом морских поставок составляет 53%.

Отгрузка нефти на экспорт с шельфовых месторождений острова Сахалин осуществляется из порта Де-Кастри, находящегося в Хабаровском крае, а также из порта Пригородное, располагающегося на юге острова Сахалин. В нефтеналивной терминал в порту Де-Кастри нефть поступает посредством системы подводных неф­тепроводов с месторождений проекта «Сахалин-1». В порт Пригородное нефть поступает с шельфовых месторождений проекта «Сахалин-2» на севере острова через Транссахалинский нефтепровод.

В 2014 г. с проектов СРП на экспорт поступило 12,8 млн т нефти, что на 3% выше уровня предыдущего года. Основными покупателями нефти шельфовых месторождений острова Сахалин являются Южная Корея (6,6 млн т), Япония (3,6 млн т) и Китай (2,1 млн т).

В настоящее время единственным источником экспортных поставок газа на востоке России является газ с месторождений проекта «Сахалин-2». Экспорт природного газа осуществляется в сжиженном виде (СПГ), который производится на первом в России заводе по сжижению газа, введенном в эксплуатацию в 2009г. В 2014 г. было экспортировано 10,7 млн т СПГ, основными импортерами российского сжиженного газа являются Япония (8,6 млн т) и Южная Корея (2,0 млн т) (табл. 4).

Восточная Сибирь и Дальний Восток – один из наиболее динамично развивающихся элементов нефтегазового комплекса России. Для его устойчивого долгосрочного развития необходимо осуществить переход от сырьевой и транзитной стратегии развития к экономике инновационного типа на базе организации региональных территориально-производственных комплексов (кластеров) углубленной переработки углеводородного сырья, производства нефтегазохимической продукции с высокой добавленной стоимостью.

Преимуществом подобного развития служат наличие значительного ресурсного потенциала территории Восточной Сибири и Дальнего Востока и близость к динамично развивающимся емким рынкам Азиатско-Тихоокеанского региона. Сырьевой базой для таких производств, в первую очередь, должен стать природный газ месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, содержащий в высоких концентрациях этан, пропан, бутан, конденсат и гелий. Вовлечение такого многокомпонентного газа в промышленное освоение придаст импульс развитию нефтехимической, газохимической, гелиевой промышленности, будет способствовать созданию дополнительных рабочих мест и ускорению социально-экономического развития районов на востоке страны.

Http://burneft. ru/archive/issues/2015-12/3

Несмотря на предоставленную федеральным правительством полугодовую отсрочку, вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК) завершили подготовку своих НПЗ для перехода на производство топлива класса «Евро-5». На Омском НПЗ («Газпром нефть»), Ачинском НПЗ и в «Ангарской нефтехимической компании» («Роснефть»), которые являются основными поставщиками в Сибирском федеральном округе (СФО), модернизация мощностей завершилась еще до конца прошлого года. Поскольку ценовая политика на розничном рынке определяется крупными сетями АЗС ВИНКов, переход на новый стандарт, по мнению экспертов, может привести к волне банкротств независимых операторов топливного рынка.

Согласно техническому регламенту ТС 013/2011, вступившему в силу в конце декабря 2012 года и устанавливающему требования к автомобильному топливу, выпуск в оборот бензина и дизельного топлива стандарта «Евро-4» и ниже должен был прекратиться до 31 декабря 2015 года. Но в октябре прошлого года правительство РФ отложило на полгода (до 1 июля 2016 года) срок перехода на более качественный бензин. Об этом просили представители автопрома и нефтяные компании. Участники рыка заявили, что не успевают провести модернизацию производств. Еще одним аргументом в пользу отсрочки стал прогноз дефицита топлива в объеме от 3,8 млн т до 1 млн т. Идею отложенного перехода на более высокий класс автомобильного топлива поддержало и Мин­энерго РФ, предложившее ввести дифференцированный акциз между «Евро-4» и «Евро-5» с разницей в 3,5 тыс. руб. за тонну.

Всего, как сообщили в пресс-службе Мин­энерго, нефтяные компании должны были провести реконструкцию 34 установок (большая часть из них принадлежат «Роснефти») и построить 99 новых. В 2015 году было построено и модернизировано 11 установок, общий объем инвестиций составил 214 млрд руб. При этом, как отметили в министерстве, «исключительное обращение на внутреннем рынке моторных топлив экологического класса 5 не означает запрета производства иных нефтепродуктов, поставки которых могут быть организованы в экспортных направлениях».

Впрочем, уже в декабре прошлого года «Роснефть» и «Газпром нефть», основные поставщики моторного топлива в СФО, объявили о завершении модернизации и о готовности к полному переходу на «Евро-5».

«Процесс перехода на выпуск топлив класса „Евро-5“ завершили сибирские НПЗ „Роснефти“ — „Ангарская нефтехимическая компания“ и Ачинский НПЗ. Ранее на выпуск нефтепродуктов класса „Евро-5“ перешли европейские НПЗ нефтяной компании. Этот переход стал возможен благодаря реализации масштабной инвестиционной программы по модернизации НПЗ»,— рапортовало в своем релизе управление информполитики «Роснефти», не уточняя при этом объем инвестиций. По данным компании, в 2016 году планируется в целом произвести более 10 млн т автобензинов и почти 16 млн т дизельного топлива класса «Евро-5», без учета объемов производства НГК «Славнефть».

«Газпром нефть» известила, что ее крупнейший, Омский НПЗ с опережением установленных государством сроков перешел на выпуск топлив стандарта «Евро-5». «Это стало возможным благодаря масштабной программе модернизации производственных мощностей завода, рассчитанной до 2020 года. В рамках завершившегося первого этапа программы были введены в эксплуатацию современные производственные объекты, в их числе — крупнейшая в России и Европе установка изомеризации легких бензиновых фракций „Изомалк-2“, комплекс гидроочистки дизельных топлив и бензинов каталитического крекинга. Инвестиции, направленные на повешение качества выпускаемых нефтепродуктов с 2007 по 2015 год, составили 100 млрд руб.»,— сообщила пресс-служба компании. По данным «Газпром нефти», в 2015 году Омским НПЗ было произведено свыше 4 млн т бензина и около 6,2 млн т дизельного топлива «Евро-5».

Напомним, что «Роснефть» доминирует по поставкам топлив в Красноярском и Алтайском крае, Кемеровской и Томской областях; «Газпром нефть» на 90% обеспечивает нефтепродуктами Новосибирскую область, доминирует в Омской области, а также имеет небольшие доли в других сибирских регионах. По данным Thomson Reuters KORTES, в 2015 году в СФО поставлено свыше 4,5 млн т автомобильного бензина, что составило 13,2% от общего объема поставок на внутренний рынок России. Почти 98% поставок в округ пришлось на долю «Газпром нефти» (58,8%), «Роснефти» (32,9%) и «Газпрома» (6,3%). На НПЗ, расположенных в СФО, за прошлый год выпущено 17,2% от общего объема производства автобензина — более 6,7 млн т, из них свыше 60% поставлено сибирским потребителям (или около 90% от всех поставок в округ).

Небольшие сибирские НПЗ, не входящие в ВИНКи, существенной роли на рынке ГСМ, по оценкам экспертов, не играют. Так, в Коченевском районе Новосибирской области с 2008 года действует НПЗ (находится под управлением ООО «ВПК-Ойл»), объем переработки нефти на нем составляет около 0,5 млн т, и в настоящее время он выпускает в основном топочный мазут и бензин газовый стабильный (сырье пиролиза для нефтехимических производств). Попытки организации нефтепереработки частными компаниями в Томской области нельзя назвать удачными. Два проекта по созданию НПЗ (Семилуженский завод мощностью до 1 млн т компании «Томскнефтепереработка» и «ЗапСибНПЗ» на 3 млн т московского «Инком-Ивест») завершились банкротствами их инициаторов. Выручает регион Стрежевской НПЗ ОАО «Томскнефть» ВНК (принадлежит на паритетных началах «Роснефти» и «Газпром нефти»). Почти весь объем выпускаемой здесь продукции (около 300 тыс. т в год высокооктанового и низкооктанового автомобильного бензина и дизтоплива) реализуется в области.

Значительно успешнее проекты в сфере нефтепереработки реализуются в Кемеровской области. В 2010 году в Кузбассе, потребляющем ежегодно около 3 млн т нефтепродуктов, холдинг «Кем-Ойл» открыл НПЗ «Анжерский» проектной мощностью 600 тыс. т нефти в год, произведен пуск первой установки по атмосферной перегонке нефти производительностью 120 тыс. т в год. В перспективе мощность Анжерского НПЗ планируется довести до 1,2 млн т. Кроме того, ЗАО «НефтеХимСтрой» реализует крупнейший в регионе проект строительства Яйского НПЗ мощностью 6 млн т нефти в год с глубиной переработки до 93%. Инвестиции в проект оцениваются в 37 млрд руб. Первый этап, на 3 млн т сырой нефти, уже реализован. Сейчас НПЗ выпускает в год 500 тыс. т бензина (технологическое маловязкое светлое топливо марок А и Б), 1 млн т дизтоплива, идущего на экспорт, и 1 млн т мазута.

Однако и на НПЗ «Кем-Ойл», и в «НефтеХимСтрое» еще только готовятся к производству моторных бензинов, и, естественно, это будут топлива класса «Евро-5». Как сообщили, например, в пресс-службе АО «НефтеХимСервис», на выпуск топлива «Евро-5» компания перейдет после завершения строительства второй очереди НПЗ, намеченного на конец 2019 года. О начале его реализации компания объявила в конце марта 2016 года, когда было подписано партнерское соглашение с администрацией Кемеровской области. Предполагается, что объем инвестиций во вторую очередь составит около 30 млрд руб., включая заемные средства, со сроком окупаемости шесть лет. «Технологии работы второй очереди НПЗ улучшат глубину переработки нефти и позволят производить бензин стандарта „Евро-5“ и дизельное топливо, которое в основном будет реализовываться в Кузбассе и должно удовлетворить потребности региона в ГСМ»,— отметили в «НефтеХимСервисе». Впрочем, уточнили в Минэнерго РФ, выпуск моторных топлив на Яйском НПЗ, допущенных к обращению на внутреннем рынке, «ожидается не ранее 2020 года», добавив, что Федеральная антимонопольная служба России, Ростехнадзор и Росстандарт заключили с НПЗ соответствующее четырехстороннее соглашение.

Как отмечают участники рынка, переход на новый стандарт не окажет ощутимого влияния на формирование цены топлива. В Минэнерго, когда речь шла о возможности переноса сроков перехода на «Евро-5», говорили, что «цены теоретически подняться не должны». Впрочем, по мнению экспертов Thomson Reuters KORTES, «ценовая политика на розничном рынке все равно будет определяться крупными сетями АЗС ВИНКов, которые всегда обеспечены необходимыми ресурсами».

Президент Ассоциации независимых нефтетрейдеров «Сибирь-ГСМ» Юлия Золотовская отметила, что из-за перехода на «Евро-5» в рознице Новосибирской области никаких потрясений ждать не стоит, так как независимые участники рынка закупали такое топливо у ВИНКов начиная с 2015 года. Однако уже складывающаяся ценовая динамика не представляется ей оптимистичной. «За февраль — март 2016 года рост оптовой цены на бензины составил порядка 20%, что является ничем не оправданным ростом аппетитов ВИНКов. Этот рост уже поглотил и годовую инфляцию, и будущий рост акциза (с 1 апреля), поэтому в текущем году, как и обычно, ничего прогнозировать нельзя. Опт растет интенсивнее, розница, как всегда, с помощью чуткого руководства госрегуляторов сдерживается, в результате чего независимая розница вновь в печальном положении»,— заметила она.

Госпожа Золотовская не исключила, что в ближайший год Новосибирскую область ждет волна банкротств независимых сетей АЗС, «аналогичная той, что мы видим сейчас в Алтайском крае, где пять нефтетрейдеров банкротятся по искам банков».

По данным Алтайского топливного союза (АТС), с начала года у «Газпром нефти» оптовая цена бензина Аи-95 выросла в крае на 4 тыс. руб. за тонну, до 41 тыс. руб.; Аи-92 — на 5,2 тыс. руб., до 40,3 тыс. руб. «Роснефть-Алтайнефтепродукт», по данным АТС, в настоящее время не осуществляет оптовые продажи на региональном рынке. При этом в рознице цены на бензин «Газпром нефти» и «Роснефти» снизились в среднем на 50–80 коп. за литр. В этих условиях, как отметил президент АТС Юрий Матвейко, чтобы сохранить бизнес, недобросовестные владельцы АЗС идут даже на подлог. «ВИНКи при повышении оптовых цен удерживают розничные. Это ставит на грань убыточности независимые компании. Некоторые владельцы АЗС покупают на небольших НПЗ не облагаемое акцизами некачественное топливо, „дорабатывают“ его на своих нефтебазах, повышая октановое число разными присадками, и выставляют цены ниже, чем у АЗС ВИНКов, торгующих топливом стандартов „Евро-4“ и „Евро-5“»,— пояснил он. По последним данным Государственного центра стандартизации, метрологии и испытаний в Алтайском крае и Республике Алтай, около 70% проб дизельного топлива и около 30% проб бензина с АСЗ и нефтебаз двух регионов не соответствуют требованиям технического регламента.

«Безусловно, ценовая ситуация благоприятна для сетей АЗС, принадлежащих ВИНКам. За счет внутренних цен они могут оперативно перераспределять издержки между добычей, переработкой и продажей»,— соглашается эксперт-аналитик АО «Финам» Алексей Калачев.

Http://www. kommersant. ru/doc/2951088

В России, по данным на август-2013, проектируются 22 новых нефтеперерабатывающих завода, сообщает портал “Нефть России” со ссылкой на данные реестра Минэнерго РФ.

Наибольшее количество новых проектов заявлено в Кемеровской области: это проекты ООО “Итатский НПЗ” (производство автобензинов, дизтоплива, мазута), ООО “Анжерская нефтегазовая компания” и ООО “Нефтеперерабатывающий завод “Северный Кузбасс” (проекты “Кем-Ойл групп”, общая мощность 2 млн тонн). Также в регионе реализуется проект по увеличению мощности Черниговского НПЗ (входит в ЗАО “ХК “Сибирский деловой союз”) со 100 до 200 тысяч тонн в год.

НК “Роснефть” строит в Приморье Восточный нефтехимический комплекс мощностью до 30 млн тонн углеводородного сырья в год. В Омске реализуется проект строительства Кругогорского НПЗ (мощность – 200 тыс. тонн), однако “Транснефть” несколько раз отказывала предприятию в подключении к системе магистральных трубопроводов.

В Томской области ООО “Томскнефтепереработка” ведет строительство НПЗ в с. Семилужки мощностью до 3 млн тонн нефти в год. Планируется, что с 2015 года, с вводом в эксплуатацию вторичных процессов переработки, предприятие сможет производить автобензины и дизтопливо. Также в ООО “Западно-Сибирский НПЗ” реализует проект по строительству в регионе НПЗ мощностью 3 млн тонн в год, запуск завода планируется в 2015 году.

ГК “Трансбункер” строит в порту Ванино (Хабаровский край) вторую очередь НПЗ с увеличением общей мощности завода до 1,5 млн тонн в год для производства мазута, прямогонного бензина, дизельного топлива, авиационного керосина и судового маловязкого топлива.

В Адыгее ЗАО “Антей” планирует к 2018 году ввести в эксплуатацию НПЗ мощностью 6 млн тонн в год.

Также проекты строительства нефтеперерабатывающих мощностей заявлены в Иркутской (инвестор – ЗАО “ПК “ДИТЭКО”), Ленинградской (ЗАО “СибРосьПереработка”), Тверской (ЗАО “Торжокский топливно-энергетический комплекс”), Орловской (инвестор – ЗАО “Корпорация Орелнефть”, мощность до 4 млн тонн нефти в год, проект предполагает производство нефтепродуктов и полипропилена), Новосибирской (ООО “ВПК-Ойл”, расширение мощностей с 200 до 380 тыс. тонн), Амурской (ООО “Амурская энергетическая компания”, мощность 6 млн тонн), Волгоградской (ООО “Южнорусский НПЗ”) и Ярославской областях (ЗАО “Парк Интех”), а также Краснодарском (ООО “Славянск ЭКО”), Красноярском (Химзавод-филиал ОАО “Красмаш”) и Алтайском краях (ООО “Сибирский Баррель”).

Http://sdelanounas. ru/blogs/39112/

Организаторы нелегального мини-завода по переработке нефти под Красноярском продали некачественного топлива более чем на 90 млн руб., возбуждено уголовное дело, сообщил в четверг представитель регионального ГУМВД.

По его данным, в 2007 и в 2010 гг. в межрайонной инспекции ФНС были зарегистрированы и поставлены на налоговый учет два ООО. Их руководители приобрели на правах аренды земельный участок в Емельяновском районе, а также нефтеперерабатывающую установку и резервуарный парк для организации производства горюче-смазочных материалов. Об этом сообщаетРИА "Новости".

По словам собеседника агентства, предприниматели закупали сырую нефть, перерабатывали, а затем продавали произведенные горюче-смазочные материалы гражданам и различным организациям по заниженным ценам. Таким образом, они осуществляли самостоятельную предпринимательскую деятельность, не получив необходимое разрешение. Кроме того, бизнесмены пренебрегли лицензией на производство и эксплуатацию взрывопожароопасных производственных объектов.

"В ходе проведенной ревизии было установлено, что данные ООО в период с августа 2011 по май 2012 гг. реализовали различные горюче-смазочные материалы – бензин, дизельное топливо, мазут на общую сумму более 90 млн руб., то есть извлекли крупный доход от незаконной предпринимательской деятельности. Образцы изготавливаемой продукции были отправлены на экспертизу, согласно заключению которой, бензин, произведенный на этом заводе, не соответствовал установленному ГОСТу", – сказал собеседник агентства.

В настоящее время следователи МВД возбудили уголовное дело по части 2 статьи 171 УК РФ (Незаконное предпринимательство, сопряженное с извлечением дохода в особо крупном размере). Проводятся следственные действия, направленные на установление виновных лиц для привлечения их к уголовной ответственности. Максимальное наказание по данной статье – лишение свободы на пять лет.

Http://oilcapital. ru/news/downstream/26-07-2012/organizatory-nelegalnogo-mini-npz-v-sibiri-prodali-topliva-bolee-chem-na-90-mln-rub-mvd

В этом году почти из всех крупных сибирских регионов регулярно появлялись сообщения о строительстве новых нефтеперерабатывающих заводов. Небольших по мощности — от 1 до 3 млн тонн переработки нефти в год, — но очень нужных местным властям. Пока же в Сибири, вотчине НПЗ вертикально-интегрированных компаний, только в Кузбассе реализован самый заметный проект в сфере независимой от крупных федеральных компаний нефтепереработки.

Барабинский нефтеперерабатывающий завод мощностью 3 млн тонн в год планируется построить в Новосибирской области. Второй в регионе НПЗ — Каинский — мощностью до 4 млн тонн нефти в год — проект ООО «Алтай График Транс». А в Алтайском крае компания «Сибирский баррель» к 2018 году хочет построить завод мощностью 1 млн тонн.

Огромные инвестиции — от 45 до более 75 млрд рублей (по указанным проектам), необходимость привлечения заемных средств, квалифицированных кадров, решение проблем, связанных с обеспечением заводов сырьем. Это то, что объединяет сегодня все проекты. И, несмотря на все вытекающие из этого проблемы, строительство независимых НПЗ активно поддерживают власти. Другого, собственно и быть не может. Ведь НПЗ — это, как минимум, большие дополнительные доходы.

По данным первого заместителя губернатора Кузбасса Валентина Мазикина, в прошлом году в Кемеровской области было переработано более 500 тыс. тонн нефти, что на 40% больше, чем в 2001 году.

При этом в текущем 2013 году уже переработано столько, сколько в целом в 2012 году. На кузбасских НПЗ производят низкооктановый бензин, топливный мазут и дизтопливо. Среди самых значимых производителей — Черниговский НПЗ (входит в структуру холдинга «Сибирский деловой союз», обеспечивает потребности угольного разреза «Черниговец»), два НПЗ компании холдинга «Кем-Ойл» (компания имеет свою сеть заправок, строит заводы на более чем 1 млн тонн нефти в год).

Но самый известный кузбасский проект — Яйский НПЗ на севере Кемеровской области в Яйском районе. Этим летом отсюда отгрузили первую товарную продукцию.

Яйский НПЗ (заявленная мощность 6 млн тонн, но сейчас запущена первая очередь на 3 млн тонн) — первый после распада СССР крупный проект в российской нефтепеработке. И, пожалуй, единственный, о котором в компании «Транснефть» говорят серьезно. Олег Чепурной, гендиректор ОАО «Транссибнефть» в беседе с автором этих строк заявил, что из всех заявленных проектов строительств только НПЗ Яйский заслуживает внимания — к тому же, он уже реализован.

НПЗ построен в угольном регионе, в котором, правда, есть нефтепровод «Транснефти» – магистральный нефтепровод Александровское—Анжеро-Судженск—Иркутск.

А рядом с шахтерским городом Анжеро-Судженск — линейная перекачивающая диспетчерская станция. Таких элементов инфраструктуры достаточно для того, чтобы обеспечить завод нефтью. И компания «Транснефть», по свидетельству Олега Черпурного, довольно жестко рассматривала заявку от Яйского НПЗ.

Убедить в серьезности своих планов, а также в наличии финансовых ресурсов все необходимые для реализации такого проекта структуры, как говорят в ЗАО «НефтеХимСервис», которая реализует проект строительства Яйского НПЗ, было самым главным. Учредители компании — бывшие владельцы крупной компании «Южкузбассуголь». И, как рассказывает председатель совета директоров компании Юрий Кушнеров, добиться принятия в «нефтяной клуб» было непросто.

Не меньше усилий пришлось потратить на подбор персонала. Сначала строили, а теперь работают на НПЗ специалисты со всего бывшего СССР.

Кроме того, рабочие кадры специально обучали для предприятия. В Анжеро-Судженском политехническом колледже ведет обучение будущих кадров для завода на открытой специальности «Нефть и нефтепереработка». Предприятие также заключило договор о сотрудничестве с Кузбасским государственным политехническим университетом. Контракты на подготовку кадров у НПЗ есть и с томскими вузами, и учебными заведениями Ачинска.

Первая товарная продукция Яйского НПЗ — легкая технологическая фракция и сырье пиролиза для нужд нефтехимии, топливо для котельных и судовое топливо (мазут и флотский мазут), печное топливо для промышленности, технологическое топливо и компонент дизельного топлива (газойл). Сейчас в компании идет подготовка к реализации второго этапа строительства завода, который планируется завершить к 2017 году. При этом мощность предприятия будет увеличена до 6 млн тонн, а глубина переработки будет доведена до 92%, что позволит заводу выпускать продукцию, соответствующую евростандартам.

Инвестиции в реализацию второго этапа строительства составят около 30 млрд рублей.

При этом на строительство уже было направлено более 16 млрд рублей. По размеру инвестиций это самый крупный проект в Кузбассе. Строительство завода получило поддержку от Сбербанка РФ в виде кредитной линии на 9 млрд рублей, которая стала для банка самой крупной в Сибири.

Проект на всех уровнях активно лоббирует губернатор Аман Тулеев, администрация которого объявила проект приоритетным для региона и предоставила заводу все возможные региональные налоговые льготы. Губернатор подчеркивает, что НПЗ будет только на первом этапе давать 1,5 млрд рублей налогов в казну, а наличие собственного производства в Кузбассе может снизить цены на ГСМ на 10–15% за счет снижения транспортных затрат на доставку топлива.

Надежда Лисина Мнение редакции может не совпадать с точкой зрения авторов публикаций

Http://lentaregion. ru/54300

In the world oil refining develops due to large production, iri Russia number of the small Petroleum Refineries grows.

Author speaks about the condition and perspective of development of the small Petroleum Refineries.

По данным американского нефтяного института, наиболее экономически эффективны и управляемы НПЗ мощностью 10-16 млн т/год, аффелированные с нефтехимией и энергетикой. Однако в мире немало предприятий по переработке нефти, мощность которых более 500 тыс. барр. в сутки или более 25 млн т/год (табл. 1). Наибольший рост мощностей наблюдается в Азии (около 1,2%), там же в основном вводятся в строй новые НПЗ. В основном же в мире вкладывают средства в модернизацию и интенсификацию предприятий.

В России в отличие от многих крупных государств, где развитие нефтепереработки опирается на крупные нефтехимические комплексы со 100%-ной загрузкой, напротив, растет число малых НПЗ. Точного перечня российских мини-НПЗ в настоящий момент не существует, но в разного рода документах их число варьирует от 43 до 254 предприятий. Так, (осударственный реестр по эксплуатации опасных производственных объектов (ОПО) содержит 167 мини-НПЗ, еще 13 проходят процедуру регистрации, примерно 20 готовятся к ней. Сколько не учтено вообще

Эксплуатируемые предприятия имеют отдельные установки и целые комплексы мощностью до 1 млн т/год. Более половины из них работают периодически. Консервации или временной остановке способствуют следующие причины:

– сезонность работ (потребности в том или ином виде топлива носят сезонный характер, например, котельное топливо или битум);

– 7 лет) находятся в состоянии монтажа оборудования и проведения пусконаладоч-ных работ. Прием известен многим хозяевам: не имея возможности получить разрешение на эксплуатацию, находясь в стадии пуско-наладки, такие «заводики» работают, успевая реализовывать продукцию и получать доход (рис. 1).

Максимальное количество мини-НПЗ мощностью до 50 тыс. т /год, сосредоточено в основном в Южном, Приволжском и Сибирском федеральных округах. Мини-НПЗ большей мощности (от 100 и выше) базируются преимущественно вУральском федеральном округе. Таких предприятий около 20% от всех мини-НПЗ.

Такое распределение естественно, ведь основные цели и задачи мини-НПЗ:

– обеспечение отдаленных регионов нефтепродуктами (строят в основном нефтедобывающие компании для обеспечения топливом своих городов, поселков и производств);

– обеспечение отдельных регионов (в основном Центрального, Приволжского и Южного АО), нивелируя зависимость губернаторов и администрации от поставок нефтепродуктов крупными нефтяными компаниями и гарантированно получая их для государственных нужд, в том числе для обеспечения сельхозпроизводителей и армии;

– удовлетворение собственных потребностей в нефтепродуктах крупного непрофильного бизнеса (топливо, например, для предприятий по переработке сельхозпродукции).

Мини-НПЗ рентабельны, если находятся неподалеку от месторождения или нефтяного трубопровода, ведь тогда затраты на транспортировку сырья минимальны, или вблизи потребителей и пунктов продажи нефтепродуктов на экспорт Реально прибыльны при эксплуатации НПЗ мощностью не менее 500 – 1000 тыс. тонн в год, имея срок окупаемости 3-5 лет. Увеличение мощности делает рентабельными процессы, улучшающие качество получаемых продуктов.

Среди наиболее мощных мини-заводов – Махачкалинский НПЗ (300 тыс. тонн в год) в Южном ФО, завод ООО «Трансбункер-Ванино» (Хабаровский край, 600 тыс. тонн в год) в Дальневосточном ФО; в Уральском ФО – завод ООО «Нижневартовское нефтеперерабатывающее объединение» (ХМАО, г. Нижневартовск, 400 тыс. тонн в год), Кога-лымский НПЗ ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (ХМАО, г. Когалым, 300 тыс. тонн в год), Урайский НПЗ ООО «ЛУКОЙЛ-Запад-ная Сибирь» (ХМАО, г. Урай, 300 тыс. тонн в год), ЗАО «Антипинский нефтеперерабатывающий завод» (г. Тюмень, подбирается к 800 тыс. тонн в год ); в Приволжском ФО – блочная нефтеперерабатывающая установка фирмы «Петрофак» ОАО «Татнефть», НГДУ «Елховнефть» (Татарстан, г. Альметьевск, 440 тыс. тонн в год).

На большинстве мини-НПЗ используют преимущественно не очень эффективные установки АТ рентабельно работающие только с узкой линейкой продуктов (в основном диз-

К. х.н., доцент, руководитель сектора инновационных исследований ОАО «ВНИПИнефть», заместитель заведующего кафедрой технологии переработки нефти

В мире, поданным «Обзора нефтеперерабатывающей промышленности мира в 2008 г.» (ОСи), работают 655 НПЗ общей мощностью 85,605 млн барр/сут-ки (приблизительно 4237,7 млн т/год). За последние 7 лет для мировой нефтеперерабатывающей промышленности характерен резкий подъем мощности при неуклонном сокращении количества НПЗ, Закрываются заводы средней и малой мощности: 100 за последние 10 лет.

Находятся в состоянии монтажа оборудования и проведения пусконаладочных работ

Топливом и мазутом, а также небольшой частью прямогон-ного и низкооктанового бензина), но, тем не менее, и они занимают определенную нишу в региональном обеспечении потребителей нефтепродуктами.

Основной продукт 34% мини-заводов – дизельное топливо, составляющее в российском балансе выпуска 2,5%, основные потребители – грузовая техника, сельхозтехника и различные промышленные установки. На 24% мини-НПЗ выпускается прямогонный бензин, и лишь 11% (23 завода) вырабатывает товарный автомобильный бензин (0,6% от общего объема автомобильного бензина). 52 завода (27,5%) выпускают мазут (около 1,7% котельного топлива). Битум вырабатывают 5% мини-НПЗ. Малая нефтепереработка (особенно расположенная в Уральском и Сибирском ФО) решает задачу снабжения удаленных предприятий дешевыми нефтепродуктами. Рынок некачественного бензина формируют не мини-НПЗ, а нелегальный, так называемый «самоварный» бизнес. Но мини-НПЗ самой простой конфигурации и минимальной производительности, естественно, производят низкокачественные продукты. Вакуумная перегонка, каталитический риформинг с гидроочисткой и битумное производство – максимум возможного для мини-НПЗ.

На пяти мини-заводах есть установки по улучшению качества получаемых нефтяных фракций: риформинга и гидроочистки (Пурпе – мощность процесса риформинга 38 тыс. тонн в год, проектировщик «Ленгипрогаз», Урай – мощность процесса риформинга 26 тыс. тонн в год, производитель «Вентек», Когалым – мощность процесса риформинга 50 тыс. тонн в год, проектировщик «Вентек», Стре-жевской – мощность процесса риформинга 45 тыс. тонн в год, проектировщик «Петрофак», Альметьевск – мощность процесса риформинга 50 тыс. тонн в год, проектировщик «Петрофак»), И ни на одном из заводов нет процессов по углублению переработки нефти. Речь идет о заводах, принадлежащих крупным нефтяным компаниям.

Среди строящихся и проектируемых мини-НПЗ (по данным ИЦ «Кортес», ВНИПИнефти) преобладают НПЗ мощностью более 300 тыс. т/год и примерно на 70-ти % из них предполагается строительство установок, улучшающих качество получаемых нефтепродуктов (рис. 2). Этого требует технический регламент (табл. 2). Измененная редакция регламента, вступившего в силу с 01 января 2009 г., дает

Компания Расположение Производительность по сырой нефти млн _ тыс. барр /сутки

Paraguana Refining Center Кардон/Джудибана, штат Фалькон, Венесуэла 47,0 940

ExxonMobil Refining & Supply Co. Джуронг/Пулау Айер Чаван, Сингапур 30,2 605

Saudi Arabian Oil Co. (Saudi Aramco) Рас-Таннура. Саудовская Аравия 27,5 550

Устанопкн нрпрлрипмого донстпня кубопагд ТИП» МОЩНОСТЬЮ ДО М-1И> ТЬ«, T.'rc/L

Малотоннажные устямовки и комплексы пронзиддителеностью до JM тыв. т.'гОд

( ГЮСЧХИПЫ В COO" WC1HIH СО «еий il(Min. H№H и тфсСоплмрии rtcpu ргомьмшгечнойбаэсткмэста njr^vieijMc пропусти «чтаетстиуют то ччесиу

ПАДОДбатышпиц« комплексы мощибетый от 300 ТИС, ТОНИ в год до t. J млн т'гдд

4выполненный о етатастстп™ со пссыд =рс£оялнкпин U9IU1 лщинцгликмз« 6(»ПЭС1*КТН HCHl/HjTb Цг^слвннвв ПрОЩИГы )

(сталиоеть р. мвх»*>с™ от првн»«йит»лы«ти кт*«1яа сьрьч н дхздшнам'а лредгщпн)

(tlftnuetft. t 3.111ЮКИ9ГIK 0+ lipOK3MjUlIbitbt««fH lul'KIC! СЬръЯ I* OCCOeilKUeiKcg ПГ<л'|уч.,ИН I

Рис. 2. Изменение стоимости мини-НПЗ в зависимости от увеличения их мощности

Возможность в течение трех лет производить также продукцию с более низкими качественными показателями (например, дизельное топливо для сельскохозяйственной и внедорожной техники или бензин с октановым числом 80), декларируя и сертифицируя ее соответствующим образом при выпуске в оборот.

Если мини-НПЗ за три года не введет мощности по процессам, улучшающим качество топлива, то он автомати

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет Менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

ПЕТРОВА ИЛОНА МАРКОВНА, СЕМЕНОВА АННА АЛЕКСАНДРОВНА, ТИНЯКОВ СЕРГЕЙ ЕВГЕНЬЕВИЧ — 2014 г.

Http://naukarus. com/malye-npz-rossii-osobyy-put

Новосибирская область в скором времени может получить новый нефтеперерабатывающий завод в Куйбышевском районе. НПЗ обойдется в 45 миллиардов рублей будет производить бензин высокого стандарта “Евро-5” и другие нефтепродукты. Мощность нового предприятия составит три миллиона тонн ежегодно.

Предприятие планируется построить в Куйбышевском районе Новосибирской области, сообщает региональное правительство. Под его строительство уже отведен участок площадью 185 га в Куйбышевском районе. Инвестиции в строительство будут составлять порядка 45 миллиардов рублей, пишет РИА Новости.

По планам, новый завод будет производить бензин высокого стандарта “Евро-5” и другие нефтепродукты. Так как в Новосибирской области нет ни одного завода по выпуску моторного топлива, этот проект приобретает большое значение. Напомним, область является является дефицитным регионом в плане снабжения топливом.

На розничном новосибирском рынке доминирует Газпромнефть, которая привозит бензин с Омского НПЗ, отмечает ВЗГЛЯД. Только в декабре 2012 года в Новосибирскую область пришел “Лукойл”, открыв первую АЗС. В планах компании — покупка местной сети АЗС и доведение числа заправок в регионе до 20 в этом году. Поставщиком для “Лукойла” должен стать Ачинский НПЗ в Красноярском крае, который в ближайшие годы освоит выпуск топлива стандартов “Евро-4” и “Евро-5”.Но проблемы это не решит, поэтому власти области решили обзавестись производством на месте.

Андрей Ксензов, заместитель губернатора области, отметил, что для развития Барабинско-Куйбышевской зоны данный проект необычайно важен, как и для экономики области в целом. Проект должен окупиться уже через пять лет, а при наличии четких отношений с инвесторами и заказчиками может получить государственную поддержку, заметил Ксензов.

Предприятие будет перерабатывать сырую нефть, поставляемую компаниями “Транснефть” и “Сургунефтегаз”. Проект НПЗ разработает НПО “Мостовик” из Омска, а генеральным подрядчиком выступит компания из Новосибирска — “Сибакадемстрой”, отмечает издание Пронедра.

По данным властей, вопрос финансирования проекта сейчас решается с одним из банков и участниками нефтяной отрасли. Строительство начнется после того как будут достигнуты договоренности по финансированию. Кто выступает инвестором, не сообщается, но известно, что уже утвержден проект завода, разработанный омским НПО “Мостовик” и выбран генеральный подрядчик строительства — новосибирское ОАО “Сибакадемстрой”.

Напомним, что в прошлом году на территории Сибири была запущена 1-ая очередь Яйского НПЗ, расположенного недалеко от г. Анжеро-Сурдженска в Кемеровской области. Завод интересен тем, что является одним из немногих в России независимым НПЗ. В настоящее время объявлен 2-ой этап строительства Яйского НПЗ, на который планируется к выделению 30 млрд. руб.

На первом этапе работы годовая мощность яйского предприятия составит 3 млн тонн. На данную мощность завод выйдет уже в следующем году. Параллельно ведутся работы строительства второй очереди, что позволит к 2017 году повысить мощность переработки до 6 млн тонн в год. Кроме того, глубина переработки повысится до 92% или на 18%.

Второй этап строительства потребует вложений в размере 30 млрд рублей. До этого предполагалось, что на вторую очередь уйдет не более 17 млрд рублей. На первую очередь, строительство которой велось с 2008 года, было потрачено 16 млрд рублей. НПЗ расположен в 2 километрах от станции Судженка (Западно-Сибирская железная дорога). Продукция предприятия будет сортироваться на станции и отправляться железнодорожными цистернами.

В конечном итоге, Сибирь получит свои НПЗ и перестанет зависеть от поставок соседних регионов. Насколько быстро будут решаться эти вопросы — настолько легче станет жителям топливо дефицитных областей в плане обеспечения бензином. Благодаря появлению первого НПЗ в Новосибирской области напряжение из-за дефицита топлива должно полностью уйти, а цены — снизиться. Но резкого снижения цен на топливо пока ждать не приходится.

Http://www. bigness. ru/articles/2013-07-03/oil/142543/

Структура мировой энергетики меняется, но спрос на нефть и газ продолжает расти. Начиная с XIX века человечество каждый год использует больше топлива каждого вида, чем годом раньше. .

В рамках рабочей поездки по Атырауской области Премьер-министр Казахстанва Б. Сагинтаев посетил Атырауский НПЗ и ознакомился с завершающей стадией пуска технологических уст.

На Афипский Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) успешно доставили один из самых габаритных блоков строящегося на заводе комплекса гидрокрекинга вакуумного газойля – колонна фракциониро.

Полупогружная буровая установка (ППБУ) Noble Clyde Boudreaux завершает проект модернизации на судостроительной верфи в Сингапуре. Об этом Noble Corporation сообщает 12 апреля 2018 г.

Антипинский НПЗ в ближайшее время планирует поставлять свою продукцию в Павлодар. Об этом сообщил начальник управления планирования производства Антипинского НПЗ&.

На Афипский НПЗ доставлен один из самых габаритных блоков строящегося на заводе комплекса гидрокрекинга вакуумного газойля – колонна фракционирования. Колонна предназначена.

Премьер-министр Казахстана проинспектировал ход пусковых работ на новых установках Атырауского НПЗ

На Афипский НПЗ доставили блок комплекса гидрокрекинга весом в 500 тонн

Премьер-министр Казахстана проинспектировал ход пусковых работ на новых установках Атырауского НПЗ

На Афипский НПЗ доставили блок комплекса гидрокрекинга весом в 500 тонн

ОАО Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод – это предприятие, специализирующееся в нефтяной и нефтегазовой отрасли. Завод работает с 1938 года, в сферу деятельности завода входит нефтеперераб.

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

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

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

Мельинвест-Сибирь 10 лет является эксклюзивным дилером завода ОАО “Мельинвест”, признанным лидером Российской промышленности по производству мельничного и элеваторного оборудования европейского качес.

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

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

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

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

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

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

Http://www. benzol. ru/neftepererabatyvayushchie-zavody-sibiri. htm

При создании НК “Сибнефть” в её состав были включены одни из самых перспективных предприятий России. Месторождения “Ноябрьскнефтегаза”, основного добывающего предприятия “Сибнефти”, находятся на ранней стадии разработки. Нефть Ноябрьска отличается низкой плотностью и малым содержанием серы, что позволяет продавать её на мировом рынке под маркой Siberian Light, которая котируется выше, чем Urals. Омский НПЗ входит в числе лидеров как по мощности технологических установок, так и по глубине переработки нефти. Хорошая ресурсная база и эффективные мощности по переработке сырья предопределили высокие темпы развития компании. “Сибнефть” быстро наращивала добычу сырья и поддерживала конкурентоспособность продукции Омского НПЗ за счёт модернизации его установок.

“Сибнефть” была образована на основании указа Президента РФ Бориса Ельцина № 872 от 24 августа 1995 года. Государственный комитет по имуществу 11 октября 1995 года предписал включить в состав компании нефтедобывающее предприятие “Ноябрьскнефтегаз”, Омский НПЗ, геологоразведочное предприятие “Ноябрьскнефтегазгеофизика” и сбытовую сеть “Омскнефтепродукт”. Перечисленные предприятия были выделены из “Роснефти”.

В декабре 1995 года состоялся аукцион на право предоставления кредита правительству РФ под залог 51% акций “Сибнефти”. Победителем было признано ЗАО “Нефтяная финансовая компания”, кредитором выступил АКБ “СБС”, гарантом сделки – банк “МЕНАТЕП”. Размер кредита составил $100,3 млн.

С мая 1996 года изменился юридический статус Омского НПЗ – он стал дочерним предприятием “Сибнефти”. После этого компания начала реализацию долгосрочной программы реконструкции предприятия, рассчитанную на период до 2010 года. Программа предусматривает установку нового оборудования, которое позволит расширить количество вторичных процессов переработки нефти. Значительная часть программы уже выполнена. Среди основных достижений – прекращение выпуска этилированных автобензинов, освоение производства бензина Аи-98, снижение содержания серы и ароматических углеводородов в дизельном топливе. Предприятие уменьшило потери сырья и внедрило энергосберегающие технологии.

В марте 1997 года “Сибнефть” совместно с дружественными структурами приобрела на денежном аукционе 47,02% акций “Восточно-Сибирской нефтегазовой компании”. ВСНГК объединяла добывающее предприятие “Енисейнефтегаз”, геологоразведочное подразделение “Енисейгеофизика” и сбытовую сеть “Востсибнефтегазсервис”. Главный актив ВСНГК – лицензия на разведку и разработку Юрубченского участка Юрубчено-Тахомской зоны. Геологические запасы участка на момент сделки оценивались в 700 млн тонн нефти.

В сентябре 1997 года “Сибнефть” объявила о завершении размещения трёхлетних еврооблигаций на сумму $150 млн. Процентная ставка по облигациям установлена в размере LIBOR+4%. “Сибнефть” стала первой российской нефтяной компанией, которой удалось выйти на европейский рынок долговых обязательств. Средства, полученные от продажи облигаций, компания распределила следующим образом: 75% было направлено на реализацию проектов по увеличению нефтедобычи на месторождениях “Ноябрьскнефтегаза”, 20% пошли на модернизацию Омского НПЗ, 5% вложены в сбытовую сеть “Омскнефтепродукт”.

14 июля 1998 года совет директоров НК “Сибнефть” удовлетворил просьбу Андрея Блоха об отставке с поста президента компании. Новым президентом “Сибнефти” был назначен Евгений Швидлер, ранее занимавший пост первого вице-президента.

19 января 1997 года в Москве руководители компаний “ЮКОС” и “Сибнефть” подписали меморандум об объединении своих производственных мощностей и структур управления. Объединенная компания получила название “ЮКСИ”.

В новый холдинг фактически объединились 4 российских нефтяных компании – “ЮКОС”, “Восточная нефтяная компания”, чей контрольный пакет находился у “ЮКОСа”, “Сибнефть” и “Восточно-Сибирская нефтегазовая компания”, контролируемая “Сибнефтью”. На момент создания “ЮКСИ” занимала третье-четвертое места среди нефтяных гигантов мира и первое – среди российских компаний.

Планировалось, что на первом этапе компании будут работать как четыре самостоятельных структуры в рамках холдинга. На втором этапе должно было произойти их полное слияние. Организационные мероприятия планировалось завершить в течение 1998 года.

В новом нефтяном холдинге 60% объединенного долевого участия должно было принадлежать акционерам “ЮКОСа”, 40% – акционерам “Сибнефти”.

Президентом “ЮКСИ” был назначен Михаил Ходорковский, бывший в то время председателем правления “ЮКОСа”. Первым вице-президентом “ЮКСИ” по финансам был назначен Евгений Швидлер, занимавший аналогичную должность в “Сибнефти”.

В мае 1998 года “ЮКОС” и “Сибнефть” опубликовали официальные сообщения о приостановлении процесса объединения. Стороны не обнародовали причину отказа от намеченного плана, заявив лишь, что “ЮКОС” и “Сибнефть” останутся самостоятельными компаниями. При этом все соглашения, подписанные “ЮКСИ” с иностранными партнерами, остаются в силе, но дальнейшие переговоры будут вестись отдельно с каждым из участников “ЮКСИ”.

Как выяснилось позднее, заявления о глубокой интеграции “ЮКОСа” и “Сибнефти” были сделаны авансом, в реальности они продолжали работать как отдельные компании. Этот факт предопределил легкость возврата к предыдущему состоянию и отсутствие конфликтов при разделе “ЮКСИ”.

Падение цен на нефть и кризис российской финансовой системы заставил НК “Сибнефть” искать пути снижения затрат. Компания урезала инвестиционную программу “Ноябрьскнефтегаза”, значительно сократив наиболее крупные статьи расходов: капитальное строительство и бурение новых скважин. Также было принято решение о выводе сервисных предприятий из состава “Ноябрьскнефтегаза”.

В октябре 1999 года “Сибнефть” продала контрольный пакет акций “Восточно-Сибирской нефтегазовой компании” РАО “Роснефтегазстрой”. Позже этот пакет акций перешел в собственность НК “ЮКОС”.

13 января НК “Сибнефть” объявила официальные условия обмена своих акций 2-го выпуска на акции ОАО “Ноябрьскнефтегаз” и ОАО “Ноябрьскнефтегазгеофизика”. Советом директоров компании установлены следующие коэффициенты обмена: 8 акций “Сибнефти” за 1 обыкновенную акцию “Ноябрьскнефтегаза”, 4 акции “Сибнефти” за 1 привилегированную акцию “Ноябрьскнефтегаза”, 3 акции “Сибнефти” за 1 обыкновенную акцию “Ноябрьскнефтегазгеофизики”.

В 1999 году совет директоров АО “Сибнефть” принял решение о создании комитета по работе с миноритарными акционерами (имеющими менее 2% акций компании). В задачи комитета была включена разработка стратегии по учёту прав и интересов мелких акционеров. Необходимость создания комитета была вызвана увеличением числа акционеров в результате обмена акций дочерних предприятий компании на акции холдинга.

В 2000 году НК “Сибнефть” стала победителем конкурса на право разработки юго-западного участка Крапивинского месторождения, расположенного в Тарском районе Омской области. Первоначально компания планировала построить на месторождении мини-НПЗ, однако впоследствии было принято решение доставлять добытое сырьё на Омский НПЗ.

В 2002 году “Сибнефть” ввела в эксплуатацию новый нефтепровод, связавший юго-западную часть Крапивинского месторождения с магистральной системой “Транснефти”. Протяженность маршрута – 58 км, мощность трубопровода позволяет транспортировать до 5 тыс. тонн нефти в сутки. Ранее сырьё, добываемое на Крапивинском месторождении, доставлялось на Омский НПЗ автомобильным транспортом.

По состоянию на 1 января 2007 года запасы нефти Крапивинского месторождения по категории В+С1 составляли: балансовые – 37,6 млн тонн, извлекаемые – 11,5 млн тонн. Запасы нефти по категории С2 балансовые – 1,6 млн тонн, извлекаемые – 0,5 млн тонн. Извлекаемые запасы газа: по категории С1 – 230 млн куб. м, по категории С2 – 12 млн куб. м.

Суммарные запасы Ярайнерского месторождения по категориям С1 и С2 оценивались в 99 млн тонн, извлекаемые – 34,4 млн тонн.

В 2000 году “Сибнефть” приобрела у “ЮКОСа” 38% акций ОАО “Оренбургнефть”, основного добывающего предприятия НК “ОНАКО”, за $430 млн. Сделка состоялось незадолго до приватизации государственного пакета акций “ОНАКО”. В аукционе по продаже 85% акций “ОНАКО” победило ЗАО “ЕвроТЭК”, представляющее интересы акционеров “Тюменской нефтяной компании”. Приобретя контрольный пакет акций “ОНАКО”, ТНК проявила заинтересованность в получении оставшихся акций этой нефтяной компании, а также её основного добывающего предприятия.

Стороны обсуждали различные варианты, в том числе обмен 38% акций “Оренбургнефти” и 1% акций “ОНАКО” на 8,6% акций TNK-International. В итоге компании договорились о том, что ТНК выкупит у “Сибнефти” интересующие её активы за $825 млн. Сделка была завершена весной 2003 года.

В декабре 2000 года “Сибнефть” приобрела 27% акций “Ставропольнефтегаза”. Основным акционером этого предприятия являлась “Роснефть”, владевшая 38% акций “Ставропольнефтегаза”. На годовом собрании акционеров кандидаты “Сибнефти” получили два места в совете директоров из девяти.

В 2002 году ОАО “Сибнефть” и ОАО “АНК Югранефть” подписали соглашение о создании совместного предприятия “Сибнефть-Югра”. “Югранефть” внесла в уставный капитал СП лицензии на Южно-Приобское и Восточно-Пальяновское нефтяные месторождения, а “Сибнефть” обязалась предоставить финансовые ресурсы для реализации проекта. Уставный капитал совместного предприятия поделен в равных долях между партнерами.

В 2000 году НК “Сибнефть” приобрела контрольные пакеты акций ОАО “Свердловскнефтепродукт” и ЗАО “Екатеринбургская компания по нефтепродуктам”. Приобретение этих предприятий дало возможность “Сибнефти” занять доминирующее положение на нефтепродуктовом рынке Уральского региона. На момент совершения сделки в структуру ОАО “Свердловскнефтепродукт” и ЗАО “Екатеринбургская компания по нефтепродуктам” входили 132 АЗС и 20 нефтебаз, предприятия совместно контролировали около половины топливного рынка Свердловской области.

В 2001 году “Сибнефть” и “Чукотская торговая компания” на паритетных условиях учредили предприятие “Сибнефть-Чукотка”. “Чукотская торговая компания” внесла в уставный капитал созданного предприятия лицензии на разработку ряда участков округа – Лагунного (оценочные запасы – 38 млн тонн условного топлива), Телекайского (доказанные запасы – 2,8 млн тонн нефти и 2 млрд куб. м газа) и Западно-Озерного (5 млрд куб. м газа). Лицензионные участки расположены на континентальной части Анадырского бассейна. В апреле 2004 года “Сибнефть” добыла на Чукотке первую нефть. Приток нефти получен при испытании разведочной скважины, пробуренной на Верхне-Телекайском месторождении. Извлекаемые запасы месторождения оценены в 2,2 млн тонн условного топлива.

В 2001 году НК “Сибнефть” приобрела у НК “ЛУКОЙЛ” 35% акций ОАО “Московский НПЗ” и 14,95% акций ОАО “Моснефтепродукт”. В 2003 году за счёт скупки акций компания довела свою долю в голосующих бумагах ОАО “Московский НПЗ” до 39%. Доля в ОАО “Моснефтепродукт” в 2003 году достигла 26,8%.

В 2001 году НК “Сибнефть” совместно с дружественными структурами приобрела 78,4% голосующих акций сбытового предприятия ОАО “Тюменьнефтепродукт” у “Тюменской нефтяной компании”. На момент заключения сделки в состав “Тюменьнефтепродукта” входили 80 АЗС и 22 нефтебазы.

Для ТНК функционирование “Тюменьнефтепродукта” было низкорентабельным по причине высоких расходов на транспортировку нефтепродуктов с Рязанского НПЗ до Сибири. Поставка нефтепродуктов с Омского НПЗ повысила эффективность работы сбытового предприятия.

6 декабря 2002 года “Сибнефть” выкупила у Белоруссии 10,83% акций “Славнефти”. За пакет акций компания заплатила $207 млн.

18 декабря 2002 года состоялся аукцион по продаже 74,95% акций “Славнефти”, принадлежавших Российской Федерации. Победителем аукциона стало ООО “Инвестойл”, созданное “Сибнефтью” и ТНК на паритетных условиях. Пакет акций был продан за $1,86 млрд при стартовой цене $1,7 млрд. Ещё 12,98% акций “Славнефти” находились во владении трастовой компании, которую также контролировали “Сибнефть” и ТНК.

“Сибнефть” и ТНК получили в совместное владение около 99% акций “Славнефти”.

В апреле 2002 года ОАО “Сибнефть” приобрело 67% акций ОАО “Меретояханефтегаз” у группы российских и иностранных инвесторов. Основной актив ОАО “Меретояханефтегаз” – лицензия на разработку Меретояхинского месторождения, балансовые запасы которого оцениваются в 121 млн тонн нефти. Кроме того, предприятию принадлежит поисковая лицензия на Карасевско-Танловский участок недр. Меретояхинское месторождение расположено поблизости от основного района работы ОАО “Ноябрьскнефтегаз”. Это дало возможность начать промышленную разработку месторождения в кратчайшие сроки, используя развитую инфраструктуру “Ноябрьскнефтегаза”.

В 2002 году НК “Сибнефть” учредила новое дочернее общество – ООО “Сибнефть-Красноярскнефтепродукт”. Предприятие реализует нефтепродукты на территории Красноярского края. Доля “Сибнефти” в уставном капитале “Красноярскнефтепродукта” составила 100%.

Внеочередное собрание акционеров ОАО “Сибнефть”, состоявшееся в феврале 2003 года, приняло решение о присоединении к компании независимого трейдера ООО “ЮНИКАР”. Присоединение трейдерских структур осуществлялось в рамках долгосрочной политики, направленной на консолидацию финансовых и товарных потоков. Ранее к “Сибнефти” были присоединены трейдерские компании “Терра”, “Вестер”, “Оливеста” и “Аргус”.

5 марта 2003 года “Сибнефть” и ТНК заключили предварительное соглашение по разделу активов “Славнефти”. Добывающие и сбытовые активы “Славнефти” партнеры решили разделить между собой в равных долях. Вместе с тем соглашение не устанавливает строгий порядок в осуществлении поставок сырья на НПЗ “Славнефти”. Планируется, что компании будут совместно управлять работой заводов, обеспечивая оптимальную загрузку перерабатывающих мощностей с возможностью перераспределения долей в поставке сырья.

В апреле 2003 года НК “ЮКОС” и основные акционеры НК “Сибнефть” (Millhouse Capital) достигли принципиального соглашения об объединении компаний. Объединённая компания получила название “ЮкосСибнефть”. Её возглавил Михаил Ходорковский, бывший в то время председателем правления НК “ЮКОС”, президент “Сибнефти” Евгений Швидлер получил пост председателя совета директоров “ЮкосСибнефти”.

14 мая 2003 года “ЮКОС” и “Сибнефть” объявили о подписании окончательного соглашения между основными акционерами компаний. “ЮКОС” приобрёл пакет акций, составляющий 20% акционерного капитала “Сибнефти” минус одна акция, за $3 млрд. Кроме того, стороны договорились об обмене принадлежащих Millhouse Capital 72% акций “Сибнефти” на 26,01% акций “ЮкосСибнефть”. 15 августа 2003 года Министерство по антимонопольной политике России одобрило сделку о слиянии “ЮКОСа” и “Сибнефти”.

Учитывая негативный опыт предыдущей попытки объединения “ЮКОСа” и “Сибнефть” (создание “ЮКСИ”), стороны договорились, что в случае отказа от совершения сделки, сторона, не выполнившая свои обязательства, выплатит компенсацию в размере $1 млрд.

Слияние “ЮКОСа” и “Сибнефти” приводило к появлению компании, становящейся абсолютным лидером российской нефтяной промышленности и занимающей четвёртое место по объёму добычи нефти среди негосударственных компаний в мире.

В ходе переговоров акционеры “ЮКОСа” и “Сибнефти” договорились о проведении “зеркальной” сделки, которая позволит вернуться к исходному состоянию: “ЮКОС” возвратит акционерам “Сибнефти” принадлежавшие им акции, а они, в свою очередь, передадут “ЮКОСу” 26,01% его акций и $3 млрд. Стороны также договорились, что “Сибнефть” не будет выплачивать компенсацию в размере $1 млрд, предусмотренную за отказ от выполнения условий сделки. По словам Ю. Бейлина, эта компенсация предусматривалась условиями сделки, которая была завершена в октябре 2003 года. “В рамках той сделки претензий к “Сибнефти” нет”, – отметил он.

В начале января 2003 года ОАО “АК “СИБУР” и ОАО “Сибнефть” подписали меморандум о создании совместного предприятия ЗАО “Ноябрьская газоэнергетическая компания” на базе Муравленковского ГПЗ. Доля “СИБУРа” в уставном капитале совместного предприятия должна была составить 51%, доля “Сибнефти” – 49%. Вклад “СИБУРа” в уставный капитал СП представлен в виде имущественного комплекса Муравленковского ГПЗ, “Сибнефть” намеревалась внести в уставный капитал денежные средства, которые должны были быть направлены на строительство газотурбинной электростанции. Создание “Ноябрьской газоэнергетической компании” было приостановлено в связи с объединением “ЮКОСа” и “Сибнефти”. Реализация проекта строительства газотурбинной электростанции на Муравленковском ГПЗ была возобновлена только после того, как контрольный пакет акций “Сибнефти” был продан “Газпрому”.

В 2003 году НК “Сибнефть” учредила 100%-ное дочернее предприятие “Сибнефть-Санкт-Петербург”. Цель нового предприятия – создание и развитие сбытовой сети в Санкт-Петербурге. Ранее в городе отсутствовали АЗС “Сибнефти”. В 2001-2002 годах “Сибнефть” предпринимала попытки выйти на топливный рынок Санкт-Петербурга через покупку местного оператора “Фаэтон”, однако эта сделка не состоялась.

Весной 2004 года НК “Сибнефть” объявила об увеличении доли собственности до 100% в уставных капиталах ЗАО “Арчинское” и ООО “Шингинское”. ЗАО “Арчинское” владеет лицензиями на поиск, разведку и добычу углеводородного сырья на Арчинском и Урманском месторождениях, ООО “Шингинское” располагает пакетом лицензий на разработку Шингинского месторождения. Месторождения находятся в Парабельском районе Томской области. “Разработка месторождений в Томской области соответствует нашей стратегии, направленной на расширение географии деятельности, – сказал президент ОАО “Сибнефть” Евгений Швидлер. – Близость к Западно-Крапивинскому месторождению способствует созданию на юге Западной Сибири единого нефтедобывающего комплекса компании”.

В марте 2005 года НК “Сибнефть” выиграла открытый аукцион на право разработки нефтяных участков Салымский-2 и Салымский-3 на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Суммарные извлекаемые запасы этих участков составляют 49,4 млн тонн нефти. Лицензионный участок Салымский-3 с извлекаемыми запасами нефти в 23,4 млн тонн приобретён за 200,3 млн рублей, Салымский-2 с извлекаемыми запасами нефти в 25,9 млн тонн приобретён за 342,8 млн рублей.

Объем геологических ресурсов участка составляет 166,9 млн тонн нефти и 429,7 млрд куб. м природного газа. Лицензия на Среднетаймуринский участок стала для “Сибнефти” первой на территории Восточной Сибири.

Объем извлекаемых запасов Тымпучиканского участка по категории С1+С2 составляет 16,9 млн тонн нефти и 13,4 млрд куб. м природного газа. За лицензию на разработку участка компания заплатила 440 млн рублей.

Объём извлекаемых запасов участка по категории С1+С2 составляет 10,6 млрд куб. м природного газа. Эта покупка стала вторым приобретением “Сибнефти” в Якутии после покупки лицензии на Тымпучиканский участок.

20 декабря 2005 года “Сибнефть-Восток” выиграла аукцион на право освоения Еллейского нефтяного участка в Томской области. Лицензионный участок был приобретён за 294 млн рублей, что превысило стартовую цену в 2 раза. Лицензионное соглашение, заключаемое на 25 лет, предполагает геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья.

Запасы нефти на участке по категории С1: геологические – 1,34 млн тонн, извлекаемые – 0,47 млн тонн, перспективные ресурсы категории С3: геологические – 21,48 млн тонн, извлекаемые – 7,74 млн тонн, прогнозные извлекаемые ресурсы категории Д1+Д2 – 47,24 млн тонн.

В апреле 2005 года создано ООО “Сибнефть-Хантос”. В его состав вошли территориальные проекты по добыче нефти “Приобский” и “Пальяновский”. Основной задачей предприятия является разработка месторождений в ХМАО и Тюменской области: Приобского, Пальяновского и Зимнего, а также группы Салымских участков (“Салым-2”, “Салым-3”, “Салым-5”).

В сентябре 2005 года была завершена реконструкция установки каталитического риформинга Л-35-11/1000 с блоком гидроочистки. Установка производит высокооктановый компонент бензина с октановым числом до 102. Производительность установки по сырью – 1 млн тонн в год.

Строительство установки было начато в феврале 1996 года. С 1998 года по 2000 год работы были приостановлены в связи с финансовым кризисом в России. Первоначально планировалось произвести только реконструкцию блока риформинга, но было принято решение заменить также блок гидроочистки.

В 2005 году “Сибнефть” купила у ТНК-BP 75% ООО “ТНК-Сахалин”. Основным активом этого предприятия является лицензия на разработку Лопуховского блока.

Лопуховский блок расположен на мелководном шельфе Сахалина между месторождениями, входящими в проекты “Сахалин-4” и “Сахалин-5”. Площадь участка составляет 3,5 тыс. кв. км, прогнозные запасы блока оцениваются в 130 млн тонн нефти и 500 млрд куб. м газа. Результаты сейсморазведки, проведённой 2003-2004 годах специалистами ТНК-BP, показали низкую перспективность блока.

В марте 2006 года “Сибнефть” подписала договор с “РК-Газсетьсервисом”, в рамках которого компания выкупила 14 многофункциональных автозаправочных комплексов в Московской и Тверской областях, работающих под брендом EPetrol. Приобретённые автозаправочные комплексы имеют оборудование, позволяющее осуществлять реализацию газомоторного топлива. Ранее “Сибнефть” не присутствовала на рынке газового топлива.

28 сентября 2005 года ОАО “Газпром” и Millhouse Capital подписали документы на приобретение 72,7% акций ОАО “Сибнефть”. Сумма сделки составила $13,09 млрд.

Ранее “Газпром” купил 3% акций “Сибнефти” у “Газпромбанка”. Таким образом, “Газпром” получил контроль над 75,7% акций ОАО “Сибнефть”.

Собрание акционеров также сменило аудитора. Вместо Ernst & Young аудитором “Сибнефти” избран постоянный аудитор “Газпрома” PriceWaterhouseCoopers.

Http://www. ngfr. ru/library. html? sibneft

Общая характеристика ОАО «ЯРНПЗ» ОАО «Ярославский нефтеперерабатывающий завод» – крупнейшее предприятие города и по своему предназначению относится к объектам категории особой важности.

Площадь завода составляет 617 га, из которой под застройкой и технологическим оборудованием находится 383 га. Плотность застройки территории объекта составляет 62%.

Основными процессами переработки нефти являются: 1. Транспортировка, получение и хранение сырья; 2. Первичная перегонка электрообезвоженной и обессоленной нефти; 3. Гидроочистка бензинов, керосинов и дизельного топлива; 4. Каталитический риформинг бензиновых фракций; 5. Каталитический крекинг; 6. Газофракционирование; 7. Производство нефтебитумов и коксов. Мощность нефтепереработки по сырью составляет 20 млн. тонн в год.

Основной продукцией выпускаемой заводом являются: бензин различных марок; дизельное топливо; топочный мазут; керосин (осветительный, тракторный); сжиженный газ; нефтебитум.

На заводе имеется 57 технологических установок, более 100 резервуаров для хранения ЛВЖ и ГЖ, общей вместимостью, превышающей 620 тыс. м3, сливо-наливные эстакады, насосные станции и другое. Сырьевые парки рассчитаны для хранения 5-ти суточного запаса нефти, товарные парки для хранения 10-15 суточного запаса продукции.

В комплекс завода также входят 96 насосных для перегонки нефтепродуктов, 17 компрессорных установок, 10 складских зданий для хранения горючих материалов, нефтеуловители и трубопроводы общей протяженностью более 300 км, с находящимися в них нефтепродуктами до 20 тыс. м3, 5 складов с сжиженными газами емкостью по 8,3 тыс. м3. каждый.

На заводе постоянно находится около 700 тыс. м3 легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, из них 160 тыс. м3 сырой нефти и более 500 тыс. м3 бензина, керосина, дизельного топлива, мазута и масла. Нефть и нефтепродукты поступают на хранение с температурами: бензин 10 – 15°С; нефть 7 – 10°С; мазут 80 – 90°С; керосин 40 – 50°С; дизельное топливо 50 – 60°С. Причём температуры бензинов и нефти выше температуры вспышки их паров.

Http://ros-pipe. ru/clauses/obschaya_kharakteristika_odnogo_iz_npz_sibirioao_y/

Поделиться ссылкой: