Мини нпз сша

По мощности и объему переработки нефти Россия занимает третье место в мире после США и Китая. Переработку жидких углеводородов осуществляет 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини-НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода.

Суммарные производственные мощности отечественной перерабоки жидких углеводородов составляют по сырью 272,3 млн. т в год. С середины 1980-х до начала 1990-х годов суммарная мощность российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) составляла 351,5 млн. т (второе место в мире). После кризиса 1990-х годов, а также в результате модернизации производств и увеличения доли вторичных процессов производственные мощности по первичной переработке значительно сократились.

Российские вертикально-интегрированные компании владеют активами ряда зарубежных заводов – в Белоруссии, Болгарии, Румынии, Сербии, Украине, а также сетями автозаправочных станций в Европе и США.

Наибольший коэффициент переработки нефти на территории России – у компаний с незначительной собственной добычей.

Более половины (61,3%) всего объёма переработанной нефти приходится на заводы мощностью от 6 до 15 млн. т. В других крупных нефтеперерабатывающих странах, в частности в США, также основная часть нефти перерабатывается на НПЗ сопоставимой мощности 6-15 млн. т. На долю крупных НПЗ (более 15 млн. т в год) в России приходитс16,5% переработки нефти, в США – 23,3% [3].

Большинство нефтеперерабатывающих заводов на территории России построены в конце 1940-х – середине 1960-х годов, когда площадки для строительства выбирались с целью приблизить места производства нефтепродуктов к районам их концентрированного потребления. Значительные мощности были созданы на Урале и в Поволжье, до конца 1960-х считавшихся крупнейшими нефтедобывающими центрами страны. В Южном, Северо-Западном и Дальневосточном регионах, территориально наиболее приближенных к экспортным рынкам нефтепродуктов, сосредоточено около 20% мощностей по первичной переработке нефти. Вместе с тем, большинство российских НПЗ (за исключением Туапсинского завода и «Киришинефтеоргсинтеза») значительно удалены от морской портовой инфраструктуры.

После 1966 г. в России построено семь нефтеперерабатывающих заводов, из них шесть за пределами РФ – в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте, Павлодаре. Выбор был продиктован необходимостью наладить нефтепереработку в регионах, испытывающих дефицит нефтепродуктов. Единственным нефтеперерабатывающим предприятием, построенным в РСФСР после 1966 г., стал Ачинский НПЗ (1982 г.), если не считать организации в 1979 г. переработки нефти на «Нижнекамснефтехиме» для обеспечения потребности нефтехимического производства.

Российские НПЗ отстают по технологическому уровню от заводов Европы, США, стран АТР. Доля вторичных процессов «каталитический крекинг, гидрокрекинг, процессы изомеризации и риформинга» на отечественных заводах ниже. Коэффициент Нельсона – обобщающий показатель, характеризующий сложность переработки для российских заводов составляет в среднем 4, 25, тогда как средний европейский уровень – 6, 5, американский – 9, 5, азиатский – 4, 9.

На современных нефтеперерабатывающих заводах мира вторичные процессы превалируют. Например, на ряде заводов США доля вторичных процессов достигает 330% (от уровня первичной переработки), в том числе деструктивных процессов – 113% (также от уровня первичной переработки).

Http://studbooks. net/2390642/tovarovedenie/pervye_neftepererabatyvayuschie_zavody

Главный удар следует направить на нефтеперерабатывающие заводы

Нефть для американцев – всё. На ней они не только ездят и летают – лишь 47% нефти американцы перерабатывают в бензин и солярку и 8% в авиационный керосин. Они не только делают из неё пластмассу, но и отапливают нефтью дома (20%) и производят из нефти электроэнергию.

Американцы очень обеспокоены своей нефтяной безопасностью и постоянно твердят о своей зависимости от ближневосточной нефти. У многих это породило надежду, что лишив США возможности получать нефть из Саудовской Аравии, мы сможем посадить американцев в лужу. Однако поставки нефти из арабских стран никогда не были определяющими – основную часть импорта американцам всегда обеспечивали Канада и Мексика.

Сегодня же США импортируют лишь 40% требующейся им нефти, а большая её часть добывается на американской территории. Крупнейшим поставщиком нефти американцам по-прежнему остаётся Канада, обеспечивающая 34% импорта. За ней следуют Саудовская Аравия – 18%, Венесуэла – 12%, Россия – 10%, и Мексика – 6%.

Понятно, что даже изолировав США от аравийской нефти, мы не сможем полностью парализовать американскую экономику – собственная американская нефть, а также нефть Канады и Мексики удержат США на плаву. Те же Канада и Мексика могут сократить собственное потребление нефти и экспорт ей в другие страны, чтобы направить всю добытую нефть в США.

Однако сама по себе сырая нефть ещё не является топливом. Чтобы получить из неё бензин, солярку,, керосин и мазут, нужны нефтеперерабатывающие заводы.

Самый мощный из американских нефтеперерабатывающих заводов расположен в техасском Порт-Артуре.

На сегодняшний день в США действуют 139 нефтеперерабатывающих заводов, большинство из которых сосредоточено на юнге страны. Наибольшее количество нефтеперерабатывающих заводов имеется в Техасе (27) и в Луизиане (19). В Техасе же – в городе Порт-Артуре – находится и самый мощный из американских нефтеперерабатывающих заводов. Второй по мощности НПЗ также находится в Техасе – в городе Бэйтауне. Ещё одна группа НПЗ – 16 заводов – сосредоточена в Калифорнии. Остальные разбросаны по стране достаточно равномерно.

Количество этих заводов может показаться огромным, ведь Россия располагает всего лишь 21 нефтеперерабатывающим заводом. Однако если наши НПЗ находятся в глубине материка, и пока до них долетит американская крылатая ракета, её можно будет несколько раз уничтожить. Кроме того, меньшее число объектов легче защищать легче.

Что же касается американских НПЗ, то каждый из них в среднем сравнительно маломощен, но их количество по меркам обычных стран действительно огромно. Франции, например, хватает 12 НПЗ, а Германии – 15. Однако слабое место американской нефтеперерабатывающей промышленности состоит в том, что почти все НПЗ располагаются либо на морском побережье, либо очень от него недалеко.

Глядя на спутниковые снимки этих заводов, сразу понимаешь, что они как будто специально предназначены да поражения их ракетами ракетных комплексов Клаб-К.

Контейнерный комплекс ракетного оружия Клаб-К вызвал настоящую панику в среде западных военных экспертов, так как он может полностью изменить правила ведения современной войны. Компактный контейнер может быть установлен на суда-контейнеровозы и быть на них скрытно доставлены к берегам неприятеля. Количество ракет на одном судне может исчисляться тысячами.

Внезапный удар по американскому побережью парировать американцам вряд ли удастся. Корабли, наносящие удар, могут действовать под флагом каких-нибудь стран-изгоев типа Ирана или Северной Кореи, чтобы Россия после всего этого осталась не при чём.

Если удастся вывести из строя хотя бы две трети нефтеперерабатывающих мощностей, последствия для американской экономики будут катастрофическими – нефтеперерабатывающих мощностей соседних стран не хватит на то, чтобы обеспечить американцев готовыми нефтепродуктами, ведь Соединённым Штатам требуется 28 процентов мировой нефти. Россия же, например, потребляет в день всего 3,5 %, а Китай – 5,7%.

Http://www. anaga. ru/kak-paralizovat-amerikanskuju-ekonomiku. htm

В Украине вновь заговорили о малотоннажных заводах по переработке нефти и газового конденсата. В условиях, когда мощности крупных НПЗ остаются хронически недозагруженными, мини-НПЗ и мини-ГПЗ представляются многим специалистам перспективным направлением развития отечественной нефте – и газопереработки. О мини-заводах сегодня не просто говорят – их строят. В октябре прошлого года в Полтавской области начал работать (пока что на треть мощности) Яблуновский газоперерабатывающий завод. А в Мариуполе до конца нынешнего года “Азовская нефтяная компания” намерена ввести в строй нефтеперерабатывающий завод мощностью 300 тыс. т нефти в год.

Традиционно малотоннажным заводом по переработке нефти (мини-НПЗ) или газового конденсата (мини-ГПЗ) считается установка мощностью до 500 тыс. т в год. В мировой практике строительство таких заводов уже пережило бум. Например, в 1975 – 1980 годах в США было построено около 60 НПЗ малой мощности до 500 тыс. т (так называемых “кипятильников”) и только один крупный завод мощностью 8,5 млн. т в год. Это было связано с ужесточением требований по охране окружающей среды, трудностями с выбором площадок для строительства крупных заводов, а главное – с существовавшей до 1981 года системой поощрения со стороны государства владельцев мини-НПЗ (компенсационные выплаты, менее жесткие требования к содержанию тетраэтилсвинца в бензине и др.). Для штатовских маломощных НПЗ были характерны: высокие удельные капиталовложения, низкая экономичность, незначительная глубина переработки нефти.

Поэтому после отмены в 1981 году финансово-налоговых льгот для небольших нефтеперерабатывающих заводов резко ухудшились их экономические показатели. С 1982 года доля мини-НПЗ сократилась с 60 до 39% от общего количества газо – и нефтеперерабатывающих заводов в США. В настоящее время НПЗ и ГПЗ средней и малой мощности составляют до 48% от общего количества предприятий аналогичного профиля в Канаде, 17% – в Италии, 28% – в Германии, 6% – во Франции, 26% – в Японии.

В бывшем СССР мини-НПЗ и мини-ГПЗ строились поблизости от источников сырья (на нефтяных промыслах). Первые маломощные установки по переработке нефти были задействованы на месторождениях Западно-Сибирского и Волго-Уральского нефтегазоносных бассейнов и предназначались для обеспечения промысловой техники дизтопливом. Сегодня в России подобные установки работают практически повсеместно: от районов Крайнего Севера до Ставропольского края.

Первые передвижные маломощные установки по переработке нефти в Украине начали функционировать еще в советские времена в Полтавской и Харьковской областях (на эти регионы приходится около 80% всех запасов газового конденсата в нашей стране). Сегодня Полтавская область – наиболее привлекательный регион для строительства мини-ГПЗ. Это объясняется наличием запасов сырья (газового конденсата) и Селещенской УКПГ (установка комплексной подготовки газа), с помощью которой это сырье можно перерабатывать в стабильный газоконденсат. В пользу привлекательности этого региона для строительства мини-ГПЗ может служить проект американской компании “КемДезайн Инкорпорейтед” по строительству очередного маломощного ГПЗ в Яблуневке – сейчас американцы ищут соинвестора данного проекта.

Сегодня в Украине работают 11 мини-заводов по переработке нефти и газоконденсата. Три из них принадлежат АО “Укрнафта”, а именно: Качановский ГПЗ (Сумская область), Гнединцевский ГПЗ (Черниговская область) и Долинский ГПЗ (Ивано-Франковская область). Компании “Укргаздобыча” принадлежит один ГПЗ. Одна установка по переработке нефти является собственностью ЗАО “МТН” (Полтавская область). ООО “Грант-ойл” (Харьковская область) владеет мини-НПЗ, который предназначен для переработки и газового конденсата и нефти. Еще 4 маломощные установки по переработке нефти и газоконденсата расположены на территории промышленных предприятий: две – на Сумском НПО им. Фрунзе, и по одной – на “Снежанскхиммаше” и “Запорожкоксе”. Однако в настоящее время эти установки либо простаивают, либо эксплуатируются исключительно для собственных нужд предприятий.

Кроме того, по оценкам экспертов, в Украине успешно функционируют не менее десятка подпольных установок переработки углеводородного сырья. Подобные “чеченские кубы”, например, установлены на болоте в Змиевском районе Харьковской области. Мощность таких установок позволяет перерабатывать около 5 тыс. т сырья в год. В качестве сырья они используют нефть и газоконденсат малодебитных и потому не внесенных в реестр скважин.

Непременное правило размещения нефтеперерабатывающих предприятий – их строят вблизи основных районов потребления их продукции. Однако на мини-НПЗ это правило не распространяется – их необходимо размещать как можно ближе к источнику сырья (наиболее рентабельно ставить завод, что называется, прямо на скважине). Но и в то же время мини-завод должен быть расположен как можно биже к потребителям. Ведь основное его преимущество перед громоздким собратом – более низкая стоимость готовой продукции при таком же качестве. Но это преимущество может быть полностью сведено на нет транспортировкой, в случае если завод расположен далеко от потребителя. Еще хуже, если такой завод оказывается без сырья. Посему наиболее подходящими для строительства мини-заводов регионами являются Львовская, Харьковская, Полтавская и Черниговская области.

В принципе можно строить мини-НПЗ вблизи магистральных нефтепроводов (в пункте слива-налива), особенно тех, что только еще сооружаются (например “Одесса – Броды”). Но на практике это возможно лишь при наличии двух факторов: надлежащего резервуарного парка на мини-НПЗ (поскольку “Транснефть” прокачивает единоразово не менее 10 тыс. т) и определенного лобби в Предприятии приднепровских магистральных нефтепроводов, Госпредприятии магистральных нефтепроводов “Дружба” и “Нафтогазе Украины”. Что же касается основных конденсатопроводов, то установить завод на них не представляется возможным хотя бы из-за того, что все они ведут к действующим ГПЗ, которые все это сырье и перерабатывают.

Вообще говоря, обеспечение в Украине мини-НПЗ и мини-ГПЗ приемлемым сырьем – весьма проблематично. С одной стороны, украинская нефть характеризуется очень хорошими показателями: низким содержанием серы и высоким выходом светлых фракций. С другой стороны, отечественная нефть стоит 130-150 $/т (против 90-100 $/т российской) и практически полностью закачивается АО “Укрнафта” на Кременчугский НПЗ. Если закупить сырье, скажем, в Российской Федерации или Казахстане, то, во-первых, теряется смысл строительства мини-НПЗ – источник сырья находится за тысячи километров от переработки. Перед владельцем мини-НПЗ появляется транспортная проблема: по трубопроводам (как уже отмечалось) меньше 10 тыс. т не прокачивают, а железнодорожный транспорт обойдется в 1,8-2 $/т нефти на каждые 100 км перевозки. Помимо этого необходимо определиться с сырьем. С одной стороны, нефть стоит дешевле и купить ее несколько легче. С другой – у газового конденсата больший выход бензиновых фракций. Таким образом, наиболее целесообразна эксплуатация мини-заводов теми компаниями, которые уже имеют собственную нефтяную скважину где-нибудь в Карпатах или на Слобожанщине. Но это уже совсем другая история.

В то же время, в отличие от поставок сырья, со сбытом готовой продукции у владельцев установок проблемы нет. Так, ЗАО “МТН” отмечает стабильный спрос на продукцию своего завода: бензины и дизельные топлива фирмы популярны среди “денежных” колхозов, АТП, РСУ. А “Грант Ойл” предпочитает изготавливать бензины типа “Нефрас”, “Уайт-спирит”, “Бензин-галоша”, которые используются в химии и машиностроении как растворители (производство красок, обезжиривание деталей и т. п.).

Возникает вполне закономерный вопрос: насколько выгодны капиталовложения в мини-НПЗ? Проектная окупаемость большинства мини-НПЗ составляет 1-1,5 года при капитальных вложениях порядка $0,5-1 млн. На практике компании, эксплуатирующие мини-заводы, действительно в отдельные месяцы получали до $40-50 тыс. чистой прибыли, и если бы не потеря источников поставок дешевого сырья, то их заводы вполне могли бы окупиться за 1-1,5 года.

О своей готовности кредитовать проекты строительства мини-НПЗ уже заявили как украинские, так и иностранные банки и фирмы. Руководство украинского представительства корпорации “Мицуи” официально объявило о готовности выделить деньги под реализацию такого проекта в Украине и даже вело переговоры об этом с ПИГ “РосУкрнефтепродукт”, однако воплощению проекта в жизнь помешал финансовый кризис 1998 года. Некоторые иностранные компании – поставщики оборудования для мини-НПЗ готовы содействовать в финансировании таких проектов. Две базовые схемы, по которым предлагают сотрудничать, скажем, немецкие производители оборудования, выглядят следующим образом. В первом случае партнер из Германии помогает украинской фирме, заказавшей у него мини-НПЗ, получить для приобретения установки кредит немецкого банка. Во втором – немецкий поставщик разрабатывает для украинского партнера бизнес-план и, в случае если проект окажется рентабельным, выделяет на его реализацию 85% всех необходимых денег. Однако, как отметил представитель в Украине ведущего немецкого производителя оборудования для мини-НПЗ Maschinen-und Anlagenbau Grimma GmbH: “фактически все бизнесмены выражают желание приобрести оборудование за счет немецких кредитов, полученных при помощи самого производителя. Производители же, наоборот, заинтересованы в сбыте своей продукции под проекты, для которых уже определен источник финансирования”.

Для того чтобы приобрести оборудование для мини-НПЗ, необходимо либо предоставить производителю собственную проектную документацию, по которой будет изготовлен завод, либо купить уже готовую установку. Если приобретать готовую установку – она, наверняка, окажется спроектированной отечественным НИИ на базе разработанной этим же институтом технологии. Технология крайне важна для будущего владельца НПЗ, так как определяет карту переработки (то есть выход нефтепродуктов в процентах). О своей готовности разработать проектную документацию для маломощных НПЗ и ГПЗ в Украине сегодня заявляют четыре института: “УкрНИИГаз” (Харьков), УкрНИИ “МАСМА” ( Киев), “УкрНИИХимМаш” (Харьков), “УкрГИПРОГеолстрой” (Полтава).

По проекту “УкрНИИГаз” уже изготовлены 6 мини-НПЗ; две установки размещены на НПО им. Фрунзе, по одной – на АО “Запорожкокс” и АО “Снежанскхиммаш”, один мини-НПЗ экспортирован в Тюмень, след еще одной установки затерялся в Харьковской области. Институт проектирует установки по переработке газового конденсата мощностью 12, 25, 50 и 100 тыс. т в год и изготовлению бензина марок А-93 и А-76, дизтоплива и мазута. Кроме услуг по проектированию маломощных установок, НИИ по желанию заказчика может взять на себя полный цикл изготовления и монтажа малотоннажной установки: разместить заказ на изготовление оборудования, найти подрядчиков для выполнения строительных и монтажных работ, провести пуско-наладочные работы. Фактически “УкрНИИГаз” единственное предприятие в Украине, которое готово построить завод, что называется, “под ключ”. Оборудование для установок мощностью 12 тыс. т в год производится на предприятии “СоюзТурбоГаз” (Харьковская область), свыше 12 тыс. т в год – на “Снежанскхиммаше”, Чернивецком машиностроительном заводе и Сумском НПО им. Фрунзе.

Окончательная стоимость производства и монтажа установки мощностью 12 тыс. т в год, изготовленной “СоюзТурбоГазом”, оценивается в $600 тыс.

“Снежанскхиммаш” предлагает установки двух видов, разработанные при участии “УкрНИИГаз” (см. табл. 1). На заводе установлен действующий опытный образец одной установки, который при желании можно потрогать руками, испытать, купить и увезти. “Снежанскхиммаш” работает на условиях полной либо частичной предоплаты. Выход продуктов переработки нефти (газоконденсата) на таком мини-заводе следующий: высокооктановые бензины до 45%, дизтопливо – 18%, мазут – 22%.

НПО им. Фрунзе изготовливает установки по переработке конденсата УПК-25000. Предприятие имеет в наличии два готовых мини-НПЗ, некогда выполненных по заказу Министерства обороны Украины (после значительного сокращения ассигнований это ведомство от них отказалось). НПО изготовило оборудование для Качановского ГПЗ, экспортирует свои заводы в Россию. По словам менеджеров НПО, их объединение рассчитывает вскоре получить заказ на изготовление установки для компании, которая разрабатывает Муратовское газоконденсатное месторождение (Луганская область). Установка предназначена для переработки углеводородного конденсата и попутного нефтяного газа, а также подготовленных (обессоленных и обезвоженных) легких нефтей для получения стабильного бензина с октановым числом 52-59, дизельного топлива и топочного мазута. Производительность завода по сырью 25 тыс. т в год, его общая масса – 81 т (самая тяжелая транспортная единица весит 12,5 т). Стоимость завода $380 тыс. Выход получаемых на установке нефтепродуктов составляет: бензины – 40-50%, дизтопливо – 30-40%, мазут и тяжелые нефтяные остатки – 9-20%.

Чернивецкий машиностроительный завод выпускает установки производительностью 12-15 тыс. т в год, стоимостью $650 тыс. Технологическая карта установки: бензин А-76 – 30-55%; дизтопливо – 30-45%; котельное топливо – до 39%.

Для изготовления высокооктановых бензинов на мини-заводах собственной разработки, специалисты “УкрНИИГаз” добавляют к установке еще одну емкость, насос и абсорбер. Путем смешения компонентов удается получить высокооктановый бензин, не очень качественный, но приемлемой себестоимости (затраты на получение не превышают 12% стоимости низкооктановой базы). При этом основной технологический недостаток проектируемых установок состоит в том, что они перерабатывают только газоконденсат и легкую нефть. Правда, по словам заведующего сектором отдела комплексной переработки газа “УкрНИИГаз” Геннадия Хоменко, “к нам просто не поступали заказы на проектирование заводов по переработке нефти. Ведь сегодня проектировщикам попадаются клиенты либо несерьезные, либо с весьма ограниченными средствами”.

О том, насколько сложно найти в Украине квалифицированного проектанта, “ТЭКу” поведал замдиректора по коммерческой части АО “Коростеньхиммаш” Владимир Бобик: “Мы собирались делать на заказ мини-НПЗ, но так и не нашли приличного и устраивающего нас по цене проекта – оказалось, что у нас в стране его попросту нет. Так, “УкрНИИГаз” разработал свой проект, но его завод перерабатывает украинский газоконденсат, а наш заказчик просит завод для переработки российской тяжелой нефти. УкрНИИ “МАСМА” запросил такую сумму, которая не устроила нашего заказчика. Что же касается “УкрНИИХимМаш”, то он попросту не имеет в своем портфеле современных проектов мини-НПЗ (тем более что заказчик намерен изготавливать высококачественный нефтепродукт для экспорта в дальнее зарубежье). Зачастую то, что предлагается украинскими институтами, – просто прототип самогонного аппарата, в котором вместо, скажем, бензина А-76 можно получить только А-66. По сути, основная проблема состоит даже не в проекте, а в отсутствии фирмы, способной предложить на нашем рынке современную технологию для мини-НПЗ. Единственная компания, отвечающая этому требованию, – немецкая “Зальцгитер”. Однако будущее все же за отечественными установками и технологиями, поскольку западные обходятся в 3-4 раза дороже украинских”. Так, например, уже упоминавшийся Maschinen-und Anlagenbau Grimma GmbH предлагает построить завод мощностью 100 тыс. т в год по сырью с комплексом по производству высокооктановых бензинов за DM20 млн. Правда, выход фракций на данной установке не сообщается, однако оговаривается, что завод может быть изготовлен с любым выходом по требованию заказчика.

Достаточно весомо на рынке оборудования для мини-НПЗ представлены российские производители. Среди них краснодарское ООО “Росанко”, которое производит блоки мощностью от 6 т до150 т в сутки (cм. табл.2).

Возвращаясь к украинским производителям, отметим, что самый удачный, по мнению специалистов, мини-завод в Украине (ЗАО “МТН-Полтава”) был построен на оборудовании Чернивецкого машиностроительного завода, а спроектирован “УкрГИПРОГеолстроем”. Последний дорабатывал проект, первоначально крайне неудачно разработанный московским НИИГазом. Со слов совладельца завода Александра Варягина, размещение заказа в полтавском институте облегчило ему жизнь, поскольку “проектант с начала строительных работ все время был у меня под боком”. Хотя по признанию все того же хозяина “полтавского чуда”: “наш завод спроектирован далеко не оптимально. Утешает то, что он был первым в Украине”.

Опыт “МТН-Полтава” свидетельствует, что необходимо ввести приемку оборудования для мини-НПЗ прямо на заводе-изготовителе и следить, чтобы производитель в комплекте с оборудованием предоставил технологический регламент. Ведь по словам руководства “МТН-Полтава”, их фирме пришлось на 65% переделывать оборудование, изготовленное на Чернивецком заводе.

Тем не менее строить завод по отечественным проектам выгоднее не только потому что это дешевле, но и по той простой причине, что многие западные нормы у нас совершенно не применимы. Так, например, по украинским стандартам вокруг емкости с нефтепродуктами должен находиться поддон, чтобы избежать растекания содержимого при возникновении в емкости свищей. Резервуары словацкого производства, используемые на заводе ООО “Грант-ойл”, изготовлены с двойными стенками, и если рабочая внутренняя стенка лопнет, то продукт вытекает в межстенное пространство, где установлены сигнализаторы пропуска. Отечественных пожарников это не устраивало и они настояли на строительстве поддонов, которое влетело в копеечку.

Как работает мини-НПЗ и что вообще представляют собой эти установки на практике? Дабы у нефтетрейдеров, инвесторов или просто интересующихся читателей впредь не возникали такие вопросы, “ТЭК” предлагает краткое описание технологического цикла реально функционирующего в Украине мини-завода.

Итак, газоконденсат на завод поступает железнодорожным и автотранспортом в цистернах. Насосы для перекачки сырья из цистерн в резервуарный парк и насосы для выдачи (слива) готовой продукции в автоцистерны (обеспечивают заправку 22-“кубового” бензовоза в течение часа) находятся в здании насосной резервуарного парка. Трубы проложены под землей. Резервуарный парк состоит из углубленных в землю емкостей (требования строительных и эксплуатационных норм безопасности). Резервуары предназначены для хранения как сырья, так и готовой продукции (два – для бензина, один – для дизтоплива). Отдельно стоит резервуар – накопитель дождевых вод. На заводе установлены дублированные насосы для перекачки газового конденсата непосредственно на установку переработки и для перекачки готовой продукции в резервуарный парк. Всего для работы установлено четыре насоса.

Сырье, предварительно нагретое системой теплообменников до 150о С (по трубному пространству циркулирует газоконденсат, по межтрубному – нагретое дизтопливо), поступает в печь для разогрева. Из теплообменников предварительно нагретый газоконденсат поступает в атмосферную трубчатую печь. На выходе из печи температура сырья достигает около 360о С.

Нагретое в печи сырье поступает в ректификационную колонну, где происходит процесс разделения газового конденсата на бензиновую, дизельную и мазутную фракции. Здесь же расположен испаритель, в котором происходит разделение и углубление дизельной фракции. Готовый (товарный) нефтепродукт охлаждается. Для охлаждения используют вентиляторы АВО (аппараты воздушного охлаждения), воздушный холодильник и емкость выветривания, где скапливается бензин и откуда сливается в резервуары.

Управляют процессом старший оператор и два оператора при помощи автоматизированной системы управления заводом. В первую смену к ним присоединяются электрик, работник КИП и слесари-ремонтники.

Уровень технологии, используемой на каждом конкретном мини-НПЗ, характеризуется, естественно, не только объемами переработки сырья, но и возможностью получения высокооктановых бензинов и качественного дизтоплива. Основное требование, предъявляемое сегодня к мини-установкам, – это максимально упрощенное оборудование, которое при минимальной автоматизации можно круглосуточно эксплуатировать с использованием собственных источников энергоснабжения. В большинстве случаев технологической схемой таких установок (производительностью по исходному сырью от 10 тыс. т до 100 тыс. т в год) предусматривается получение прямогонной бензиновой фракции, дизельной фракции и мазута. Такая схема фактически является упрощенной первой стадией переработки нефти на обычных НПЗ. Как известно, получаемый прямой перегонкой нефти или газового конденсата бензин имеет низкую детонационную стойкость, октановые числа таких бензинов невелики и составляют 40-50 единиц. Лишь из отдельных видов (“отборных”) нефти и газового конденсата можно получить бензины прямой перегонки с октановым числом 68-70 единиц. Однако ресурсы такого сырья весьма ограничены. Следовательно, получить товарный бензин (даже низкооктановый – А-76) при прямой перегонке не представляется возможным.

Высокая детонационная стойкость товарных бензинов, как известно, достигается тремя основными способами. Первый – использование в качестве базовых наиболее высокооктановых бензиновых фракций, получаемых при вторичной переработке прямогонных бензиновых фракций (риформинг), и других более тяжелых продуктов первичной переработки нефти (крекинг) или увеличения их доли в товарных бензинах.

Второй способ предусматривает широкое использование высокооктановых компонентов, вводимых в товарные бензины. Такими компонентами могут быть спирты и эфиры (метанол, изопропиловый спирт, метил-трет-бутиловый эфир и др.), ароматические соединения (толуол, ксилолы, этилбензол и др.)

Третий путь состоит в применении антидетонационных присадок (этиловые жидкости). Это наиболее эффективный и экономически выгодный способ повышения октанового числа бензинов (этилированные бензины). Однако токсичность образующихся продуктов сгорания при использовании тетраэтилсвинцового антидетонатора стала причиной отказа от этого вида присадок в развитых странах мира. А другие равноценные, но не токсичные присадки до сих пор не разработаны. Современные товарные бензины готовят смешением компонентов, получаемых прямой перегонкой, каталитическим риформингом, каталитическим крекингом и другими способами переработки нефтяных фракций.

Для малогабаритных установок переработки нефти и газового конденсата первый способ повышения октанового числа не возможен из-за отсутствия высокооктановых бензиновых фракций риформинга и крекинга. Второй способ позволяет за счет включения в прямогонный бензин высокооктановых компонентов, таких как спирты, эфиры и ароматические соединения, повысить октановое число товарного бензина до нормы бензина марки А-76, но доля их в смеси должна быть значительной. В зависимости от октанового числа прямогонного бензина количество высокооктановых компонентов колеблется от 20 до 50%. Основной недостаток спиртов – низкая теплота сгорания, что приводит к большому расходу бензина на 100 км пробега автомобиля. Кроме того, многие из них ограниченно растворимы в бензине, особенно в присутствии воды. Малейшее попадание воды (0,1-0,2%) в бензин вызывает расслоение смеси. Из всех высокооктановых компонентов спирты являются самыми дешевыми. Эфиры, как высокооктановые компоненты, эффективнее спиртов, особенно метил-трет-бутиловый эфир. Стоимость последнего очень высока и при введении его в прямогонный бензин в количестве более 15% производство становится экономически не выгодным.

Применение ароматических соединений, например очищенных фракций БТК и ТК коксохимического производства, как наиболее дешевых, позволяет получать товарные бензины марки А-76 и даже АИ-92. При этом октановое число прямогонных бензиновых фракций должно быть в пределах 65-68, а доля этих компонентов в смеси значительна – 30-40%. Недостатком коксохимических ароматических соединений является повышенное содержание в непредельных соединениях серы, что сказывается на содержании общей серы и смолы в товарных бензинах. Кроме этого высокое содержание (до 70%) бензола во фракции БТК (при ее значительной доли в смеси с прямогонным бензином) приводит к чрезмерной ароматизации товарного бензина по бензолу. А согласно новым стандартам на бензины, содержание бензола (как нежелательного компонента с точки зрения токсичности выхлопных газов) в товарных бензинах ограничивается 5% по массе. Использование ароматических компонентов нефтяного происхождения нецелесообразно с экономической точки зрения из-за высокой их стоимости, в 2,5 раза превышающих стоимость товарных бензинов.

Итак, на малогабаритных установках экономически выгодно получать лишь бензины марки А-76. Стоит также отметить, что содержание бензиновых фракций у большинства сортов нефти находится на уровне 16-20% по массе и только у незначительного количества сортов нефти, в основном молодых, выход прямогонных бензинов достигает 45-48%. У газового конденсата ресурс бензиновых фракций выше.

Что касается получаемой на малогабаритной установке дизельной фракции (как товарного дизельного топлива), то здесь в значительной мере сказывается природа перерабатываемого сырья. Оно должно быть малосернистым и с низким содержанием парафинов, чтобы уложиться в стандарты на летнее дизельное топливо по содержанию серы, температуре помутнения и застывания. А в общем, затруднений при получении дизельных топлив на малогабаритных установках не наблюдается.

Лучше любых доводов “за” и “против” создания мини-НПЗ в Украине о целесообразности данного шага свидетельствует история работы одного реально существующего предприятия такого типа.

Идея строительства маломощной установки по переработке газоконденсата в Полтаве осенила директора СП “МТН” Владимира Марченко в 1993 году. Тогда конденсат стоил достаточно дешево, а потребность в моторных топливах на внутреннем рынке была очень высока. Идея была одобрена основным акционером СП “МТН” – американской компанией IMT Consulting. Специально для строительства и дальнейшей эксплуатации мини-завода было создано дочернее предприятие СП – ЗАО “МТН-Полтава”.

В результате завод стал первым частным мини-НПЗ в Украине. Сама установка была построена достаточно быстро. Так, получив разрешение горисполкома (согласовывать проект, кстати, пришлось не только с местными органами власти, но и со столичными, в частности с Министерством Украины по ядерной безопасности и экологии) и начав строительство в июле 1995 года, менеджеры “МТН” запустили завод уже в ноябре 1996 года. Первоначальная расчетная мощность установки составляла 12 тыс. т сырья в год (в процессе доработки проекта она была увеличена в полтора раза).

Главной ошибкой “МТН”, по словам ее менеджеров, стало то, что она начала строительство не “вылизав” проект еще до начала работ. Ведь как отмечалось выше, основная проблема строительства и проектирования маломощных установок по переработке нефти заключается в том, что ни одна проектная организация в Украине не “чувствует”, как правильно построить мини-НПЗ. “МТН”, например, пришлось самой “додумывать” сооружение экологических объектов (очистных сооружений), делать завод более экономичным и дешевым, избавившись от буферных емкостей и воспользовавшись возможностью сжигания выделяющегося при работе газа. В итоге стоимость строительства полтавского мини-НПЗ составила 9 млн. грн.

Сегодня месячная загрузка завода находится на уровне 1500 т газоконденсата. Дизельное топливо изначально получается качественное, никаких дополнительных очисток на заводе не делается, кроме предусмотренных проектом (то есть фильтров на линии подачи сырья). Бензин выходит с октановым числом 72-73. По всем остальным химическим показателям (наличие ароматических углеводородов и пр.) он полный аналог 76-го. Выход нефтепродукта на заводе зависит от сырья: 60-85% бензиновой фракции, 5-30% дизельной фракции, 5-7% мазута, остальное – технологические потери. Главная проблема мини-НПЗ “МТН-Полтава” – завод не в состоянии перерабатывать нефть. Сырье, которое перерабатывает полтавская установка, – газовый конденсат – распределяется Кабинетом Министров Украины и поэтому купить его сложнее, чем нефть. Кроме того, цена на газовый конденсат в Украине постоянно растет и сегодня она уже вдвое выше, чем в России.

Тем не менее главное преимущество мини-завода, которое позволяет ему выжить несмотря на конкуренцию с мощными НПЗ, – это то, что цены на его продукцию на 15-20% ниже вследствие более низкого уровня накладных расходов.

Низкая себестоимость сегодня уже не является единственным залогом выживания мини-НПЗ. Так, например, второй частный мини-НПЗ в Украине, расположенный в Харьковской области, уже успел сменить владельца – недавно он перешел “за долги” из собственности ООО “Шанс” к дочернему предприятию АКБ “Грант” – ООО “Грант-ойл”.

Http://www. web-standart. net/magaz. php? aid=1231

Ведущая роль в структуре топливно-энергетического комплекса США принадлежит нефтяной промышленности. Около 55 % потребностей в энергии и топливе удовлетворяется именно за счет нефти.

История нефти в США началась с бурения в 1859 г. скважины-первопроходца в Предаппалачском бассейне. Преимущество нефти и нефтепродуктов в первой половине XX столетия доказала скорость темпов использования ДВС, а затем и Вторая мировая война.

Таким образом, нефть превратилась в базу топливно-энергетического хозяйства. Ее тесная связь с развитием автотранспорта и обеспечением стратегических нужд государства послужила тому, что нефтяная промышленность все больше определяла экономический и политический характер США.

В общем потреблении в 70-х гг. ХХ века доля нефти в первичных энергоисточниках составила 45 %. 528 млн. тонн – рекордный максимум за все годы был добыт в 1972 году.

Нефтеперерабатывающая промышленность Штатов стоит на весьма высоком уровне. Нефтедобыча в США существенно разнится от расположения нефтепереработки. Большая доля мощностей располагается не исключительно в местах непосредственной добычи, а и в больших северо-восточных промышленных узлах, на трассах нефтепроводов и в портах (т. е. в районах потребления).

    берег Мексиканского залива; Центр и Юг Калифорнии; участок побережья Атлантики.

Таким образом, существенная часть нефтепродуктовиз западных и южных штатов транспортируется в промышленный северный регион США.

Суммарная длина нефтепроводов составляет 300 000 км. В особенности густая сетка распределительных трубопроводов наблюдается на побережье Мексиканского залива. Ее назначение – соединять нефте – и газопромыслы с соответствующими заводами, портами и комбинатами.

США – один из крупнейших в мире производителей и потребителей нефтепродуктов. Их низкую стоимость можно пояснить хорошо развитой сеткой магистральных трубопроводов, автотранспортной перевозкой, понижающей цену транспортировки нефтепродуктов, высокой конкурентоспособностью на рынке, концентрацией заводов и эффективностью государственной политики в данной сфере.

США, как основной производитель светлых и темных нефтепродуктов производит примерно 24% общего объема мировой нефтепереработки.

    разные виды топлива; смазочные вещества; электроизоляционные среды; нефтехимическое сырье; растворители.

Самой крупной группой нефтепродуктов являются топлива. К ним, в свою очередь относят горючие бензины, разные газы (попутный, нефтепереработки и др.), мазут, лигроины, авиационное топливо и много других.

Осуществление продажи нефтепродуктов лежит в компетенции вертикально-интегрированных и нефте-трейдерских компаний и розничных сетей АЗС.

Посредниками в покупке и продаже нефтепродуктов выступают биржи нефтепродуктов, обеспечивающие возможность выбора самого комфортного варианта продажи-покупки, а также расчета цены и поставки.

В зависимости от вида нефтепродукта и индивидуальных свойств вещества для их хранения и транспортировки необходимо использовать разные емкости, соблюдая при этом определенные правила и нормы по обеспечению безопасности и длительного хранения.

Американская компания Exxon Mobil Corporation — крупнейшая нефтяная компания и одна из самых крупных мировых корпораций со штаб-квартирой компании в городе Ирвинг, штат Техас.

Нынешняя компания создана в 1999 г. путем слияния крупных американских нефтяных компаний Mobil и Exxon.

Ее деятельность представляет собой нефтедобычу в разных регионах мира, в том числе в США, Канаде, на Ближнем Востоке и пр. Exxon Mobil располагает 45 НПЗ в 25 государствах и развитой сетью АЗС. Общее количество сотрудников — 82 тыс. человек. Доказанные запасы — 22,4 млрд. баррелей нефти.

Интегрированная американская энергетическая компания Chevron Corporation занимает второе место после Exxon Mobil и представляет собой одну из крупнейших мировых корпораций. Штаб-квартира находится в городе Сан-Рамон (штат Калифорния).

Компания основана в городе Пико-Каньон (штат Калифорния) в 1879 г. Chevron Corporation обладает множеством нефтеперерабатывающих заводов и обширной сетьюАЗС. 13 млрд. баррелей – доказанные запасы нефти Chevron.

Транснациональная нефтяная и химическая компания Amoco Corporation (изначально – Standard Oil Company) — одна из крупнейших нефте – и газопроизводителей в мире. Была основана в Индиане в 1889 г., а в конце 1998 г. объединилась с британской компанией «BP».

Amoco Corporation располагает глобальной сетью и насчитывает 42 тыс. сотрудников в разных государствах. Объемы продаж составляют 21,2 млрд. дол., нефтедобыча – 40 млн. тонн, 45 % из них – в США.

Важную роль в нефтедобыче играют штаты Луизиана, Техас, Оклахома и Нью-Мексико, которые поставляют более 70% нефти. Разработка нефти ведется и на суше, и в шельфе Мексиканского залива (побережье Луизианы обеспечивает существенную долю прироста добычи за счет подводного бурения).

Как уже упоминалось ранее, в начале 1979 года общая мощность заводов по переработке «черного золота» достигла отметки в 358 млн. тонн в год, что приравнивалось 27 % общей мощности заводов развивающихся и капиталистических государств. Количество нефтеперерабатывающих предприятий уменьшается, но единичные мощности заводов растут. В условиях жестокой конкуренции небольшие предприятия теряют свою рентабельность и закрываются.

В число самых крупных заводов нефтеперерабатывающей отрасли входят заводы

    «Экссон Корпорейшн» в Батон-Руж, Луизиана — 22,0 млн. т/г; «Тексако инкорпо-рейтед» в Порт-Артур, Техас — 20,0 млн. т/г; «Экссон Корпорейшн» в Хьюстоне, Техас — 19,7 млн. т/г; «Амоко Ойл» в Тексас-Сити, Техас — 16,4 млн. т/г.

Вся нефтяная промышленность Соединенных Штатов является собственностью 10 огромнейших нефтегазовых монополий. Крупнейшая среди них – не только в США, но и во всем мире рокфеллеровская корпорация «Экссон» стоит во главе. Эта десятка монополий обладает непосредственно 60% всех мощностей соответствующих предприятий США.

Под их контролем находится значительная часть газо – и нефтедобычи небольших компаний, также они владеют газовыми и нефтяными трубопроводами, обладают собственной флотилией танкеров и точками реализации нефтепродуктов практически в каждой стране.

Резервы нефти США сосредоточены в 4-ех крупнейших подземных хранилищах. Они являют собой соленые купола, расположенные вдоль Мексиканского залива: в Мексике и в Луизиане. Подобное расположение делает транспортировку нефти и нефтепродуктов значительно проще. Кроме того, весьма удобно перекачивать нефть на большое количество предприятий по нефтепереработке за счет возможности использования танкеров.

Все хранилища имеют по несколько искусственных полостей под землей, созданных в специальных соляных куполах при помощи бурения и дальнейшего растворения соли прокачиваемой водой. Средний размер такой полости – примерно 6 м вширь и около 600 м вглубь. Объем каждой из полостей приравнивается от 6 до 37 млн. баррелей. Некоторые из них располагаются на глубине километра. Чтобы создать и оснастить эти хранилища американские власти вложили кругленькую сумму – примерно в 4 млрд. дол.

Главные нефтехранилища США – это Bryan Mound (Техас), West Hackberry (Луизиана), Big Hill (Техас), Bayou Choctaw (Луизиана).

Резкий спад цены на нефть в текущем году остановился на показателе в 60 дол/баррель, что послужило темой для разговоров об окончании нисходящей тенденции на нефтяном рынке и вхождении цен на «черное золото» в ближайшей перспективе снова в рост.

Специалисты полагают, что рост, демонстрируемый ранее, имеет краткосрочный характер. По мнению экспертов, рынок отмечен тенденциями, которые ведут к возврату понижения стоимости нефти. По расчетам аналитиков, основные хранилища заняты на 60%, а запас американской нефти достиг своего максимума за 80 лет. Вместе с тем, сокращение числа скважин не повлияло на объем нефтедобычи – он только увеличивается.

Итог ценовых войн между Саудовской Аравией и Штатами – не ликвидность большинства проектов по добыванию сланцевой нефти, что, в свою очередь, послужило поводом для сокращения многих скважин в Штатах, так как цена нефти WTI держалась на рекордно низкой отметке.

Осложнением ситуации является тот факт, что уровень нефтедобычи не снизился, а наоборот возрос, как и запасы в нефтехранилищах, хотя и уменьшилось число буровых. На сегодняшний день ее запас – это 60% общего объема хранилищ, так что точка «насыщения» не скоро будет достигнута. Однако наметившаяся тенденция вызывает беспокойство у аналитиков.

Вышеописанная ситуация, с учетом подобных факторов роста или понижения ценна баррель нефти, способна спровоцировать глобальное падение стоимости нефти. Стоит отметить, что данная перспектива уже не за горами: в случае продолжение нефтедобычи на прежнем уровне, при этом, не понижая объем имеющейся в запасе нефти, возможен обвал цены на нефть до 30 дол. за баррель (и это не предельная черта!).

В любом случае, подобная версия развития событий весьма маловероятна, так как чересчур дешевая нефть в первую очередь не принесет выгоды США, даже при ориентировании исключительно на внутренний рынок.

Угрожать рентабельности собственных нефтяных проектов – шаг весьма странный, ведь в данном случае нефтепроизводители будут в проигрыше, а выиграют только государства с развивающейся экономикой, которым выгодна невысокая барреля нефти.

В соответствии с выдержками из доклада Всемирного банка, дающего оценку ситуации на рынке нефти и нефтепродуктов, можно сделать следующий вывод – эксперты полагают, что в ближайшем будущем рост стоимости на «черное золото» не предвидится.

2015 год, как и предполагалось, станет годом низкой стоимости нефти, а 2016 год добавит только незначительное повышения. Подобное обстоятельство угрожает разведке и освоению новых сланцевых месторождений и нефтедобыче на морском шельфе.

Вместе с тем, они окажут благотворное влияние на всемирную экономику. Так, например, падение цен на нефть в пределах на 30% обещает на 0,5% дополнительного прироста мирового ВВП.

Http://utmagazine. ru/posts/8961-neft-i-nefteprodukty-ssha

Бережно относясь к 4 миллиардам тонн нефтяных запасов, отведенных природой на долю Соединенных Штатов (2,2% в процентном отношении к общему объему затаившегося в недрах Земли черного золота), государство, граждане которого расходуют ежедневно около 2,6 млн. т нефтепродуктов (в основном в качестве транспортного топлива), 1,5 млн. т из них предпочитает закупать у зарубежных экспортеров. Оставшуюся не покрытую импортом потребность в нефтепродуктах (около 1,1 млн. т) Америка удовлетворяет пока что за счет разработки собственных месторождений. Самые масштабные работы по изъятию природных богатств из-под погребенной под США планеты проводятся на территории юго-западных штатов (Техас, Оклахома и т. д.), шельфе Мексиканского залива, а также в Калифорнии и на Аляске.

Наиболее мощные нефтеперерабатывающие заводы, принадлежащие крупнейшим нефтяным корпорациям Exxon Mobil и ChevronTexaco (лидирующим не только среди американских конкурентов, но также занимающим соответственно 2 и 5 места в мировом рейтинге 30 ведущих нефтеперерабатывающих компаний), наряду с прочими немалыми производствами, размещены, согласно законам логики, вблизи нефтепроводов, крупнейших нефтяных бассейнов и, конечно же, неподалеку от наиболее ненасытных потребителей нефтепродуктов, то есть: вдоль побережий Мексиканского залива и омываемой Атлантическим океаном полосы, соединяющей Нью-Йорк и Балтимор. Калифорния (Центральная и Южная) также принимает активное участие в снабжении США продуктами нефтепереработки.

Пожалуй, настало время представить читателю более подробные характеристики преуспевших в своей отрасли американских нефтеперерабатывающих гигантов. В этой статье мы не будем касаться брошенных заводов в Северной Америке.

Итак, несколько главных фактов об Exxon Mobil – второй в списке Top Petroleum Refining Companies in the World корпорации, по масштабам влияния на развитие отраслей энергетики уступающей только мировому лидеру — британской компании BP.

В настоящий момент весь мир опутан сетью подразделений и дочерних компаний Эксон Мобил, специализирующихся на всех видах профессиональной деятельности, способствующих удовлетворению мировой потребности в энергоресурсах. В перечень, способов достижения вышеупомянутой цели создания компании, входят следующие направления проводимых ею работ:

– разведка новых месторождений и организация эффективной добычи сырой нефти и природного газа;

– производство первоклассного топлива, смазочных материалов, асфальта и уникальных нефтепродуктов по запатентованным технологиям;

– разработка оптимальных подходов к организации процессов транспортировки и реализации готовой продукции;

– эффективное снабжение отраслей судостроения, авиации и, конечно же, оптовых покупателей нефтехимической продукцией и смазочными материалами, представленными торговыми марками «Exxon», «Esso», «Mobil» и «On the Run»;

– инвестирование в научно-исследовательские кампании собственных технологических центров корпорации, направленные на разработку инновационных продуктов и технологий, а также совершенствование существующих производств.

Успешная кооперация 80 000 работников, трудящихся во имя гегемонии компании с годовым оборотом $300 млрд., обеспечивает нефтяному гиганту стабильный ежегодный прирост прибыли и расширение сфер мирового господства.

ChevronTexaco – вторая крупнейшая после Exxon Mobil американская нефтехимическая компания, образованная в результате слияния в 2001 году двух корпораций — Chevron и Texaco. Несколько слов о каждой из них помогут читателю составить представление о задатках и склонностях новоявленного нефтяного детища.

Потеряв в 70-х годах контроль над нефтяными магнатами Саудовской Аравии по причине нежелания последних фиксировать цены на нефть в соответствии с пожеланиями западных компаний, Socal (в будущем Chevron) и Texaco, производившие на тот момент около 18% мировых нефтепродуктов, были вынуждены сфокусировать корыстные интересы на месторождениях Мексиканского залива и Северного моря, а впоследствии – на ресурсах бедных африканских стран, за недостатком каких-либо других ресурсов допускающих варварское отношение к природе и здоровью местных жителей, провоцируя формирование национальных протестных движений (в ряде случаев сумевших добиться дотаций на развитие инфраструктуры и улучшение условий проживания в местных общинах, а также временного сожаления компании о совершенных ею ошибках – например, о «прискорбном» («regrettable»), по словам представителей Chevron, убийстве в 1998 году нескольких нигерийцев, протестовавших против оффшорной нефтяной платформы, участниками отряда kill-and-go (дословно «убить и уйти» — печально известный отряд нигерийских вооруженных сил), нанятого самой же компанией для подавления восстания).

Впрочем, какие бы распоряжения об улучшении условий подчиненных в развивающихся странах ни поступали от их руководителей из развитой страны, а нефтепроводы, дополняя и без того неживописные виды пересекаемых ими жилых кварталов, еще долго будут мозолить глаза местных жителей в качестве ежедневного напоминания об их зависимости от текущей по нефтяным артериям жидкости. Так же, как и 60-метровое пламя, гудящее круглосуточно менее чем в 300 метрах от домов людей, живущих даже по ночам при свете дня, страдающих астмой и кожными заболеваниями, производящих на свет детей с врожденными пороками, и умирающих преждевременно от раковых заболеваний.

Спонсируя политическую жизнь США и контролируя соответствие стратегий Белого Дома интересам корпорации, Chevron-Texaco вдохновляет на состязание в алчности руководящие составы других передовых нефтеперерабатывающих американских компаний, таких как ConocoPhillips, Valero Energy, Marathon Oil, Amerada Hess, Premcor, Motiva Enterprises, Western Refining Company, Tesoro West Coast, United Refining Co, San Joaquin Refining Co, Murphy Oil USA, Age Refining, Flint Hills Resources, Foreland Refining, Giant Industries и т. д.

В общем, список притязающих на несметное богатство и мировое господство велик и многолик.

И пока не найдена (или найдена, но по причинам, не угодным власть имущим, не получает практического применения) альтернатива нефтесодержащим веществам и материалам, нефтяные магнаты продолжают принимать незримое, но деятельное участие в формировании специфических систем человеческих ценностей, оказывая соответствующее влияние на политику и культуру государств, а также быт и мировоззрение их жителей.

Http://www. zadira. info/news/24251

В связи с планируемым ростом производства биоэтанола в США строить новые нефтеперерабатывающие предприятия на территории страны будет невыгодно. Такую точку зрения высказал зам­пред совета директоров корпорации Chevron Питер Робертсон во вторник.

Сегодня около 30% всего продаваемого в США бензина содержит присадки этанола. Президент США Джордж Буш поставил перед американскими энергетиками задачу сократить потребление бензина на 20% к 2017 году в основном за счет увеличения доли биоэтанола. Обычно используется бензин с содержанием 10% этанола, что, по данным различных научных организаций США, позволяет снизить токсичность выхлопных газов на 20-40% по сравнению с обычным топливом.

По данным Агентства энергетической информации, производство биоэтанола в США в январе 2007 года составило 375 тыс. барр. (60 млн л) в сутки. Оно позволяет улучшить экологическую ситуацию и стимулирует развитие сельского хозяйства. С точки зрения энергетической безопасности переход на биоэтанол снижает зависимость американских потребителей от импортного бензина.

Впрочем, той же цели могло бы служить увеличение нефтепереработки на территории США, в частности строительство новых НПЗ. Однако, как дал понять Питер Робертсон, концерн Chevron, третья компания в США по объему производства углеводородов, готов идти только на расширение уже существующих нефтеперерабатывающих мощностей. Сейчас Chevron владеет пятью американскими НПЗ, расположенными в Калифорнии, Юте, Миссисипи и на Гавайях. Их общий объем переработки — около 932 тыс. барр. нефти в сутки. Как сообщила пресс-служба компании, в 2006 году мощности завода в штате Миссисипи увеличились на 10%, в дальнейшем они могут быть расширены еще на 15%. Также проводится расширение НПЗ в Калифорнии.

При этом Chevron довольно активно инвестирует в проекты строительства НПЗ за пределами США, в частности в Индии и Южной Корее. Аналитик МДМ-Банка Андрей Громадин объясняет это тем, что в Азии спрос на нефтепродукты растет быстрее, чем в США, и поэтому логично строить новые НПЗ ближе к конечным потребителям. Кроме того, Индия и Южная Корея весьма заинтересованы в строительстве НПЗ на своей территории, поскольку эти предприятия создадут большое число новых рабочих мест. Г-н Громадин подчеркивает, что рынок нефтепродуктов имеет глобальный характер, поэтому решение о строительстве новых НПЗ принимаются сегодня исходя из общей ситуации на мировом рынке нефтепродуктов, а не конъюнктуры рынка отдельно взятой страны, чем и можно мотивировать отказ от строительства НПЗ в США.

Впрочем, отказ строительства может быть связан и с другим « увлечением» американского концерна. Сейчас Chevron активно работает над разработкой технологий производства биотоплива. 12 апреля концерн подписал соответствующее соглашение с лесопромышленной компанией Weyerhaeuser. Также Chevron проводит подобные исследования с рядом научных организаций США.

Http://www. bioethanol. ru/bioethanol/news/ssha_ne_stroit_npz_prioritetom_stanet_proizvodstvo_biotopliva/

Этой осенью украинский парк мини-НПЗ пополнится тремя заводами, расположенными в Донецкой, Волынской и Черновицкой областях. В сумме последние изменения на отечественном рынке нефтепереработки кардинально изменят схему обеспечения стабильным газовым бензином целого ряда регионов.

На прошлой неделе компания «Донбасспромхиммонтаж» заявила о начале работ по монтажу мини-НПЗ в Мариуполе. Работы планировалось начать весной текущего года, однако сроки строительства были скорректированы по причине сложного финансового состояния АО «Мариупольнефтепродукт», на базе которого было спроектировано строительство. Сейчас в качестве правопреемника этой компании окончательно утвердилось ООО «Азовская нефтяная компания» (АНК), учрежденное работниками «Мариупольнефтепродукта», американской компании Ventech (специализируется на производстве оборудования для нефтепереработки), а также донецкой группой «РосУкр». Последнюю можно считать одним из крупнейших игроков нефтяного рынка региона — ее дочерняя компания «РосУкрОйл» реализует топливо через сеть из 12 АЗС и 5 нефтебаз. АНК выступила генподрядчиком работ по развитию инфраструктуры мини-НПЗ, в частности, увеличению мощности железнодорожной перевалочной эстакады нефтебазы «Мариупольнефтепродукта», а также реконструкции резервуарного парка. Заказчиком завода выступает американская Energy Management Corp., материнская компания Ventech. Западный инвестор поставил перед украинскими строителями задание уже этой осенью наладить на мини-НПЗ выпуск дизтоплива и нескольких марок бензина в объеме 300 тыс. т в год.

Наряду с донецкими нефтепромышленниками о подготовке к запуску мини-НПЗ заявила украинско-польская компания «НафтаПол» (Луцк). Она сообщила о начале монтажа крекинг-установки по утилизации отработанных машинных масел и установки ректификации бензина на заводе синтетических кож. Но Луцкий завод будет обладать небольшой мощностью по сравнению с еще одной новостройкой, начатой в Западной Украине, — Берегометским НПЗ. Возведение этого завода, в отличие от подавляющего большинства украинских мини-НПЗ, привязано к проекту освоения крупнейшего на Буковине Лопушнянского нефтепромысла. Это месторождение, обладающее достаточно значительными запасами нефти (10–12 млн т), правительство в 2001 г. внесло в список месторождений, подлежащих разработке в режиме соглашений о разделе продукции. Строительство было начато не без участия достаточно влиятельных инициаторов, в частности, крупной нефтекомпании «ИнтерАгро» (недавно переименованной в «Технопарк») и ее родственного предприятия «Укрпромнефтегазтехнология».

Все вышеназванные новостройки осуществляются на основании украинских разработок и отечественного оборудования, что во многом объясняет разразившийся строительный бум мини-НПЗ. Ведущим производителем наиболее популярной в СНГ мини-установки по переработке нефти «Пума» является Черновицкий машиностроительный завод, который на протяжении многих лет контролирует более 20% рынка производства нефтегазового оборудования стран СНГ.

Концентрация производства и проектирования различных типов мини-установок по переработке нефти в Украине объясняется тремя факторами: развитой добычей газового конденсата, являющегося основным сырьем для мини-НПЗ; достаточным количеством мелких негосударственных нефтепромыслов (в отрасли насчитывается 22 добывающих СП), а также высокоразвитостью украинской малотоннажной нефтепереработки — производства масел и смазочных материалов, которое, как правило, зависит от переработки небольших партий нефти со специфическими качествами.

Так, на момент распада СССР Украина и Чеченская республика РФ, обладавшие крупнейшими запасами высокоароматизированной нефти, контролировали до 85–90% выпуска основных типов масел и смазок. Они производятся из ароматических фракций сырой нефти, которые можно эффективно «разогнать» только на мини-установках. С той поры рынок отечественных производителей масел сузился, однако в стране продолжают работать более 15 маслозаводов. Крупнейшими из них являются Кременчугский НПЗ, бердянский «АзМОл», дрогобычский «Галол», фастовский «Ариан», львовские «Масма» и ЛЭМНПЗ, лебединский «Леол», киевский нефтемаслозавод «Петра», стебниковский «Маст» и донецкий «Юниол». Некоторые из этих предприятий, такие как Львовский экспериментальный МНПЗ, самостоятельно перерабатывают нефть на мини-установках. Это поддерживает высокий спрос на технологии и оборудование малотоннажной нефтепереработки, обуславливая приемлемый уровень цен для инвесторов, желающих обзавестись небольшим перерабатывающим заводиком.

Http://www. dsnews. ua/politics/art5427

Можете подсказать расчетный срок окупаемости для НПЗ с установками гидроочистки, крекинга и реформига, мощностью 100000 тн в год, сырье – стабильный газовый конденсат.

Очень интересуют производители мини НПЗ, производительностью 20-100 000 т/г. Интересует более подробная информация, сбросте пожалуста на майл.

Обратите внимание, новые режимы минимизируют энергозатраты с максимальным КПД.

…Происходит трансформация нефтепродукта, что доказывает данная установка.

Режимы работы, поточный, температура 30°С., давление 50 Атм., вакуум близок к нулю, после вакуумной камеры температура среды повышается на 3°С., (что является косвенным подтверждением синтеза).

Таким образом, физические свойства среды созданные данной установкой приводят к трансформации вещества, что не имеет аналогов в технологиях переработки нефтепродуктов, но само явление известно узкому кругу специалистов.

На этом результате разработаны, созданы и внедрены в промышленном исполнении установки в связи, с чем предлагаем модернизировать Ваше НПЗ, мини-НПЗ с целью увеличения рентабельности предприятия и повышение качества конечного продукта:

• Установка ТСА-Н предназначена для обработки нефти, газового конденсата, мазута и поможет Вам увеличить выход легких фракций на 4-12% в зависимости от исходной нефти и нефтепродукта.

• Установка ТСА-КМ поможет Вам увеличить качество смешения нефтепродуктов, получая более качественные смесевые топлива, при этом экономя от 5 до 12% расход дизельного топлива или иных легких фракций при компаундировании смесевых топлив.

• Установка ТСА-КБ даст возможность Вам при компаундировании бензинов экономить на дорогостоящих присадках, увеличивая при этом качество смешения бензинов.

• Установка ТСА-ВЭ предоставит возможность получать качественные и стабильные водотопливные эмульсии, устойчивые в течение 10 и более суток со средним размером частиц 3-4 мкм и максимальным размером частиц воды не превышающим 10 мкм

2. Чапаевский НПЗ – компаундирование мазута с экономией легкой фр., при изготовлении флотских мазутов ИФО-30; ИФО-180;Ф-5;Ф-16.

3. Работает ряд комплексов по производству водо-топливных эмульсий.

Наша компания, занимаясь разработками в этой области более 20 лет, имеет работы, в которых показатели о-го-го, а в промышленном исполнении максимум 15% (увеличение выхода легких фракций) и немаловажно расход кол-во энергии для достижения результата и т. д., но ознакомится с аннотацией весьма любопытно.

Уважаемый Андрей Анатольевич, если Вас не затруднит, пришлите аннотацию.

Я уже посылал вам запрос на аннотацию, но что то ни ответа, ни привета.

Андрей Анатольевич, так Вы и не представили аннотации. Или у Вас этого просто нет? С.К.

После полученных так сказать аннотаций, заключение одно 100% воздух!

> После полученных так сказать аннотаций, заключение одно 100% воздух!

Василий Юрьевич, приезжайте в Москву или Вам устроить турне по объектам.

Не всегда оказывается краткость сестра таланта. Расшифрую свой ответ. Технологии по переработке газа в бензин существуют с выходом бензина АИ-92 до 62% от сырья, но только бензина, дизтопливо отсутствует. Еще немцы во время войны выпускали. В Вашей аннотации просто собраны некоторые патентные разработки которых на www. fips. ru пруд-пруди и которые чисто теоретически. Когда начинаешь делать опытно-экспериментальную установку под авторским надзором ничего не работает, а производственной установке и речь не идет.

Вы предлагаете вложить деньги и время в разработку установки и технологии, отсюда вывод, что установки как таковой нет и все это проект, причем плохо просчитанный. К примеру для конверсии синтез газа в объеме 5-50 куб. м/ч необходим магнетрон (от микроволновки) мощностью 1-10 кВт /ч(2,45 ГГц), а для 50-500куб. м/ч необходимо 10-100кВт/ч ( 0,915 ГГц).Чтобы обеспечить нормальную производительность Вам понадобится своя ГЭС.

Уважаемый Василий Юрьевич, пока ожидаете, ответ от Андрея Анатольевича из ООО ГП Коннект вложенным файлом высылаю описание и опросный лист нашей технологии.

В случае заинтересованности просим в гости в Москву, где наглядно продемонстрируем работу и возможности установки, проведем анализ нефти до и после. Для демонстрации просьба привезти 50-60 литров. Предоставим все необходимые документы, познакомитесь с разработчиками, зададите все необходимые вопросы группе специалистов.

ГП Коннект, Мельчуков Андрей Анатольевич, Губарев Игорь Петрович (gp-connect@mail. ru). Есть уникальная отечественная технология, разработанная

1. Вы утверждаете, что используете “низкотемпературную неравновесную плазму” и указываете параметры для реактора 150 гр. С и давление 1атм.

Сообщаю, что плазма становится неравновесной при давлениях от 0,8 атм. и ниже.

Темемпература: ионная – от комнатной до неск. тыс. град., электронная – сотни тыс. градусов.

2. Вы информируете, что: “Срок создания опытно-промышленной установки и отработки технологии – 21 месяц, объём требуемых затрат – 250 млн. руб.”

Даю бесплатную информацию: Базовые разработки плазматронов были выполнены еще в 70-80 годах (литературы полно). Например, можно сделать СВЧ-плазматрон мощн. 1кВт из СВЧ печи (стоимость 3-6 тыс. руб).

Конверсия метана (в синтез газ и бензин) открыта в 1926г. (Фишер, Тропш) и прекрасно известна специалистам. Технологические установки – на любой вкус.

Http://www. nge. ru/forum_tree_9_43099_0_0.htm

Президент Дмитрий Медведев в Омске на совещании по вопросам развития энергетики вчера потребовал разобраться с деятельностью мини-нефтеперерабатывающих заводов (мини-НПЗ) в стране. Вице-премьеру Игорю Сечину поручено провести декриминализацию всей нефтяной отрасли.

Открывая заседание, президент сразу обозначил задачи, которые стоят перед топливно-энергетическим комплексом (ТЭК). Во-первых, формирование и запуск долговременного рынка электрических мощностей. Во-вторых, ускоренная модернизация существующих и строительство новых нефтеперерабатывающих предприятий — предлагается наладить производство высококачественных, конкурентоспособных и соответствующих мировым стандартам нефтепродуктов. Кроме того, президент считает важным создание стимулов для повышения инвестиционной и инновационной активности компаний ТЭКа для разработки новых месторождений и рационального пользования недрами. Господин Медведев также подчеркнул, что необходимо создать единую систему контроля над перемещением нефтепродуктов и единый перечень нефтепродуктов для таможенного оформления.

После президента выступил глава ОАО “Газпром нефть” Александр Дюков. Он объяснил, что нужно для повышения степени глубины переработки и увеличения доли светлых нефтепродуктов в производстве (глубина переработки на Омском НПЗ — 87%, на американских НПЗ — 95%, доля светлых нефтепродуктов на ОНПЗ — 70%, на американских — 81%). По словам господина Дюкова, реконструкции мощностей мешает неопределенность налогообложения, что снижает эффективность инвестиций в переработку и отнимает средства. В результате в сжатые сроки невозможно провести капиталоемкие проекты. Аккумулировать деньги господин Дюков предлагает, в том числе за счет освобождения поставок оборудования от импортных пошлин и предоставления госгарантий по кредитам.

Александр Дюков также попросил провести оптимизацию устаревших и несовершенных правил проектирования оборудования, которые мешают российским производителям обеспечить модернизацию НПЗ. По его словам, производство оборудования на отечественных предприятиях в два раза дороже, чем в Индии или Китае. В итоге — под угрозой программа полного перехода на бензины класса “Евро-5” к 2015 году. К тому же без госпрограмм по обновлению автопарка лишь 15% автопарка к 2015 году будет способно потреблять бензин класса “Евро-5”. В целом же, как сообщил глава “Газпром нефти”, только 30% программ модернизации российских предприятий в ТЭКе обеспечено отечественными технологиями. А для разработки проектной документации для оборудования под “Евро-5” российским проектным институтам надо десять лет вместо запланированных пяти. В связи с этим Александр Дюков предложил создать отраслевой центр с участием государства и предприятий ТЭКа.

Наконец, Александр Дюков заговорил о самом наболевшем в ТЭКе — о ценообразовании. Он заметил, что надо развивать биржевую торговлю нефтепродуктами. Это, по его словам, снимет конфликты между ТЭКом и Федеральной антимонопольной службой (ФАС), поскольку ФАС все время обвиняет компании ТЭКа в непрозрачности ценообразования.

— Мы считаем, что мы прозрачные,— не раздумывая, отреагировал господин Дюков.

В ответ Александр Дюков стал объяснять президенту проблему несовершенства налогообложения, в том числе разницу в ставках экспортных пошлин на светлые и темные нефтепродукты. Из его слов следовало, что, пока пошлины не уравняют, мини-НПЗ, которые “стоимость не создают”, будут “расти как грибы”.

— Какое количество мини-НПЗ в стране? Они что, гонят на экспорт то, что и гнать не стоит? — почти в ужасе переспросил господина Дюкова президент.

— 196 образовались за последние пять лет,— отрапортовал глава “Газпром нефти”.

— 116 заводов из 196 не сданы по правилам, не сертифицированы и не зарегистрированы, но отгружают на экспорт! — отрубил Александр Дюков.

Он, похоже, с нетерпением выслушивал следующий доклад (глава компании “Кузбассразрезуголь” Василий Якутов рассказывал о проблемах в угольной отрасли), потому что после него тут же вернулся к теме “нефтянки”, попросив главу ФАС Игоря Артемьева развеять сомнения Александра Дюкова “в справедливости жестких оценок ФАС” по поводу прозрачности ценообразования.

Господин Артемьев сомнения развеял с явным удовольствием. Он уверил: “До 2009 года компании не стремились к биржевым продажам нефтепродуктов, поэтому мы не имеем биржевых индикаторов цен”. При этом объем биржевых торгов нефтепродуктами увеличился в три раза, но лишь до 2% всего объема продаваемого топлива, хотя должно быть 15% для определения рыночной цены. Из его слов следовало, что пять лет потеряно в создании биржевой торговли нефтепродуктами из-за системы посредников. “Мы каждый год пытаемся приобретать топливо на НПЗ. Но это невозможно. Система посредников — это преступная деятельность, это трансфертное ценообразование. Должны быть только биржевые торги,— заявил Игорь Артемьев и обнадежил президента.— Но сегодня мы вплотную подошли к тому, чтобы непрозрачность была завершена”.

Он также добавил, что хорошо бы ввести биржевые торги при экспорте нефти, чтобы деньги шли государству, а не посредникам с другой стороны границы.

– Какой объем санкций наложен сейчас на компании?” — как бы подвел черту Дмитрий Медведев.

– Сейчас наложено 26 млрд руб. на крупные компании, у региональных компаний — 200-400 млн руб. средний штраф,— доложил глава ФАС.

После выступления главы ТНК-BP Виктора Вексельберга, который проанализировал причины падения спроса на российский газ (в том числе рост в мире разработки и использования нетрадиционных источников газа), заседание продолжилось в закрытом режиме.

Подводя итоги заседания, Дмитрий Медведев поручил Контрольному управлению своей администрации разобраться, почему доклад правительства о работе над альтернативными источниками энергии неоднократно переносился, и вновь вернулся к теме нефти. Господину Артемьеву указано было представить доклад о том, в чьей собственности находятся мини-НПЗ.

– Если из 196 большая часть гонит контрабандный продукт, то надо дать поручение правоохранительным органам, чтобы тряхнули! — потребовал президент.— Большие компании законы соблюдают, хотя коррупции у вас тоже много внутри. Приходят какие-то люди, создают свой “самовар”. Мы не знаем, куда эти деньги идут, может, на поддержку терроризма!

Вице-премьеру Игорю Сечину президент поручил наладить контроль над поставками нефтепродуктов и провести декриминализацию отрасли:.”Нефтянка у нас — священная корова, за счет нее существует бюджет, но это не значит, что она должна быть вне контроля правоохранительных органов”.

О возможных последствиях этого поручения читайте в номере “Ъ” в понедельник.

Http://www. kommersant. ru/doc/1322333

На территории Мурманской области, Кольского полуострова располагается несколько морских портов, промышленных, горнодобывающих предприятий, которые являются крупнейшими, в регионе потребителями нефтепродуктов (бензина, мазута, судового – и прочих видов топлива).

ЗАО «», получено разрешение от областной и городской администрации на начало строительства нефтеперерабатывающего завода мощностью 100 – 150 тыс. тонн в год.

Для этих целей администрация города выделяет нашей компании в пригородной зоне, рядом с железнодорожными путями и автомобильной Федеральной трассой Санкт-Петербург – Мурманск, в долгосрочную аренду (49 лет), с правом выкупа, земельный участок площадью 10 га, отвечающий всем необходимым требованиям, которые предъявляются к опасным производственным объектам, а именно:

– расположение на расстоянии не менее 200 м. от промышленных и прочих не жилых объектов;

Источником сырья для переработки на НПЗ будут являться нефтедобывающие компании России.

Немаловажным фактором является то, что в районе расположения НПЗ аналогичных производств не имеется.

Оборудование, которое планируется приобрести для переработки углеводородного сырья, высококачественное технологическое оборудование Российско-зарубежного производства, отвечающее всем требованиям экологической и производственной безопасности, обеспечивающее оптимальную глубину переработки (95-97%) углеводородного сырья и выпуск заданного ассортимента нефтепродуктов высокого качества (стандарт Евро-4;5).

Высокоэффективная система переработки углеводородного сырья обеспечивает высокую рентабельность производства (50-65%), и небольшой срок окупаемости (1,5-2 года).

Более точная сумма будет уточнена после разработки проектной документации.

Кампания ЗАО «» не имеет необходимых средств и иных ликвидных активов для строительства нефтеперерабатывающего завода, и предлагает Вам участие в виде финансирования на взаимовыгодных условиях, которые мы готовы обсудить, если Вас заинтересует наше предложение, при личной встрече

Http://investclub. ru/id/28824

Добавить комментарий