Нефтеперерабатывающие заводы на карте

Госкомиссия по запасам (ГКЗ) ожидает прироста запасов нефти и газа в России в 2018 году на уровне прошлого года, сообщил журналистам глава ГКЗ Игорь Шпуров. Шпуров отметил, .

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

Новое нефтяное месторождение с запасами примерно в 40 миллионов тонн обнаружено в автономном районе Внутренняя Монголия на севере Китая, сообщает агентство Синьхуа со ссылкой на пред.

Первый газ по Трансанатолийскому газопроводу (TANAP) будет прокачан 30 июня, сообщает в среду агентство Anadolu со ссылкой на гендиректора TANAP Салтука Дюзйола. По словам.

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

В рамках цифровизации в 2018 году «Славнефть-Мегионнефтегаз» планирует внедрить ряд инновационных информационных систем. Проекты касаются различных направлений деятельности. В их чис.

Госкомиссия по запасам ожидает прироста запасов нефти и газа на уровне прошлого года

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

Новое нефтяное месторождение с запасами в 40 млн тонн обнаружено на севере КНР

Госкомиссия по запасам ожидает прироста запасов нефти и газа на уровне прошлого года

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

Новое нефтяное месторождение с запасами в 40 млн тонн обнаружено на севере КНР

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

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

Предлагаю Вам подробно изучать предложение хорошо зарекомендовавшей себя на рынке нефтепродуктов компанией Уфанефтепродукт. Мы находимся на территории Ново Уфимского Нефтеперерабатывающего Завода и им.

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

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.

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-na-karte. htm

Нефтяной холдинг «Роснефть» является не только основным добытчиком нефтепродуктов в Российской Федерации, но и их переработчиком. Растущая потребность в нефтяной продукции и предъявляемые к ним требования по качеству заставляют Компанию осуществлять планы по технической модернизации нефтезаводов.

Обновление мощностей НПЗ «Роснефть» позволяет повышать качество производимой продукции и ее конкурентоспособность. Такая модернизация является одной из крупнейших в нефтяной промышленности России. В результате этой программы в 2015 году, для внутреннего рынка, был реализован переход на производство топлива для двигателей стандарта «Евро-5» согласно Техническому положению.

По состоянию на 2016 действующие нефтеперерабатывающие активы Компании, располагаемые на карте Российской Федерации, состоят из девяти нефтеперегонных организаций: 3 нефтехимических комбината, 4 газоперерабатывающих предприятия и 2 по изготовлению катализаторов, а именно:

Ангарский нефтехимический комплекс; Ачинский завод; Комсомольский; Куйбышевский; Новокуйбышевский; Рязанский комбинат нефтепереработки; Саратовский; Сызранский; Туапсинский.

Общая способность этих промышленных организаций равняется 119 млн. т. нефти за год.

Помимо перечисленных, в составе холдинга имеются малые заводы, из которых можно выделить Нижневартовское общество, как наиболее крупное.

В частичном владении Компании имеются активы в нефтяной отрасли Германии — долевое участие в 3 нефтеперегонных фабриках с контролем 12% объема производства (13 млн. т./год) и Белоруссии — 21%-й акционный портфель акционерного общества «Мозырский НПЗ».

Являясь крупнейшим нефтепереработчиком, «Роснефть» ежегодно повышает объемы процесса переработки, так в 2016 г. заводы на территории Российской Федерации обработали 87,5 млн. тонн «черного золота», что на 3 миллиона больше предыдущего года. На зарубежных предприятиях за тот же период показатель вырос на 4,8%.

Успешная оптимизация загрузки нефтеперерабатывающих комбинатов обеспечивает результативный показатель переработки сырьевого материала. Учитывается производительность вспомогательных процессов для того, чтобы свести к минимуму выработку темных продуктов. Вследствие этого в 2016 г. количество производимого мазута на дочерних предприятиях уменьшилось на 17%, а выход топлива стандарта «Евро-5» возрос до 31 миллиона тонн, что на 56% больше, чем в 2015 году.

Отмечается существенное повышение производительности по переработке нефти за счет приобретения Компанией акционерного общества «Башнефть», благодаря которому должны произойти перераспределения движения компонентов среди нефтеперерабатывающих заводов «Роснефти».

После приобретения общества «Башнефть» холдинг стал владельцем таких предприятий, как «Уфанефтехим», «Новойл», Уфимский НПЗ, «Уфаоргсинтез» и газоперерабатывающих комбинатов: Туймазинский и Шкаповский.

Модернизация перерабатывающих фабрик представляет собой самую масштабную реконструкцию в России: более тридцати строительных проектов, реновация блоков вторпереработки, предусматривающая существенное улучшение качества выработки нефтепродуктов.

    агрегатов каталитического риформинга и изомерации; установок термокаталитической переработки; установок по переработке фракций нефти, мазута; гидроочистного оборудования.

Наряду с этим идет активное развитие производства присадок и смазочных масел.

Http://azsrosneft. ru/kompaniya/npz. html

Основной задачей нефтеперерабатывающих предприятий является глубокая переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии. Производственный цикл Нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.

НПЗ классифицируются по способу переработки нефти на топливные, топливно-масляные и топливно-нефтехимические.

Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа).

665830, Россия, Иркутская обл., г. Ангарск, ОАО “Ангарская нефтехимическая компания”

625047, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, 6-й км Старого Тобольского тракта, д. 20

353236, Россия, Краснодарский край, Северский р-он, пос. Афипский, промзона

662110, Россия, Красноярский край, Большеулуйский р-н, промзона НПЗ ОАО “АНПЗ ВНК”

628183, Россия, Ханты-Мансийский АО – Югра, г. Нягань, 2-й проезд, 6, корп. 1

607650, Россия, Нижегородская обл., г. Кстово, ООО “ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез”

446207, Россия, Самарская обл., г. Новокуйбышевск, ОАО “Новокуйбышевский НПЗ”

424004, Россия, Республика Марий Эл, г. Йошкар-Ола, ул. Комсомольская, д.125

681007, Россия, Хабаровский край, г. Комсомольск-на-Амуре, ул. Ленинградская, д. 115

150000, Россия, Ярославская обл., г. Ярославль, Московский проспект, д.130, ГКП

Адрес: 400029, Россия, Волгоградская обл., г. Волгоград, ул. 40 лет ВЛКСМ, 55

346392, Россия, Ростовская обл., Красносулинский район, Киселевское сельское поселение

Http://www. krepkoeradi. ru/obschee/189896-neftepererabatyvayuschie-zavody-rossii-na-karte. html

Ведутся разведочные работы, подготовка к опытной (пробной) эксплуатации.

На участке проводятся геологоразведочные работы с целью подготовки месторождения к эксплуатации.

На месторождении ведётся промышленная добыча углеводородного сырья.

С 2015 года ведется пробная эксплуатация. Планируется начало промышленной добычи углеводородного сырья.

Месторождение открыто в 2008 г. Ведется промышленная добыча углеводородного сырья.

В 2010 г. в границах участка было открыто нефтегазоконденсатное месторождение имени Б. Л.Синявского. Ведутся поисково-оценочные, разведочные работы, опытная (пробная) эксплуатация скважин и опытно-промышленная разработка залежи.

По результатам поисково-оценочных работ на Бюкском лицензионном участке открыто Бюкское газоконденсатное месторождение (ГКМ), в августе 2016 г. получено Свидетельство об установлении факта открытия Бюкского ГКМ. Срок действия поисковой лицензии истек 20.09.2016 г.. ООО «ИНК» в установленном законодательством порядке направило в Роснедра (Якутнедра) уведомление о намерении продолжать разработку Бюкского ГКМ.

Месторождение открыто 18 марта 1962 г. На Марковском НГКМ впервые в Восточной Сибири был получен приток нефти.

Право пользования лицензионным участком получено в декабре 2014 г.

В 2012 г. в границах участка открыто Большетирское нефтегазовое месторождение. Ведутся поисково-оценочные, разведочные работы, опытная (пробная) эксплуатация.

На месторождении ведется промышленная добыча углеводородного сырья.

В результате произведенного в 2010 г. пересчёта запасов Марковского НГКМ документально подтверждено продолжение его на территорию Потаповской площади. Дальнейшее освоение Потаповской площади производится в рамках освоения Марковского НГКМ.

В пределах участка в июне 2008 г. открыто Западно-Аянское нефтегазоконденсатное месторождение.

Проводятся поисково-оценочные, разведочные работы, ведётся добыча углеводородов на месторождении.

В июне 2014 года в ГКЗ Роснедра на территории участка утверждены запасы углеводородов по залежам Аянского (Западного) блока Ярактинского месторождения. Ведутся поисково-оценочные и разведочные работы.

Право пользования лицензионным участком получено в декабре 2014 г.

Http://irkutskoil. ru/working/

Что же на самом деле означает фраза «сидеть на нефтяной трубе» и так ли это легко, как кажется? О том, как добывают нефть, читайте в рубрике «Как это устроено».

Нефтегазовая отрасль — одна из самых молодых в Восточной Сибири. Долгое время, несмотря на многообещающие открытия месторождений еще в советские годы, добыча углеводородов в промышленных объемах здесь так и не начиналась. Суровый климат, большая глубина залегания нефти (до 3500 метров и более), отсутствие транспортной и инженерной инфраструктуры, а также рынков сбыта делали этот регион малопривлекательным для недропользователей. Даже в начале 21 века мало кто из специалистов верил, что здешние месторождения будут осваиваться. Сомнения развеяла независимая Иркутская нефтяная компания, которая 13 лет назад начала промышленную добычу нефти на севере Иркутской области.

За этот период компания прошла большой путь, увеличив добычу сырья в 250 раз. Сегодня ИНК обладает уникальными знаниями и опытом в геологоразведке, строительстве нефтедобывающей и транспортной инфраструктуры в условиях Севера. На примере ИНК мы расскажем об основных направлениях деятельности нефтяной компании.

Для любой нефтяной компании все начинается с получения лицензии на перспективный участок недр. Эта процедура описана в законодательстве, основой которого является федеральный закон «О недрах». Он устанавливает основания предоставления участков недр в пользование государственным или частным структурам, в том числе на платной основе.

Малоизученные участки (на геологических картах — это белые пятна, есть ли в их недрах ценное сырье, просто неизвестно), как правило, могут предоставляться для геологического изучения — поиска и оценки.

Более перспективные участки выставляют не только с целью геологического изучения и разведки, но и добычи полезных ископаемых. В этом случае недропользователь объекта определяется на аукционе, который проводит государственное агентство Роснедра. Процедура его подготовки сложная, занимает от нескольких месяцев до года.

В каждой лицензии прописываются условия: какие виды работ и их объемы должны быть проведены на объекте и в какие сроки. Сегодня лицензии выдаются на 25 лет, в том числе до семи лет дается на геологическое изучение, поиск месторождений и их оценку.

После того как лицензия на участок недр получена, ведущую роль играют специалисты геологической службы предприятия. Они должны организовать и провести геологоразведочные работы, а затем предоставить максимально точную информацию о строении недр на участке и рекомендации по бурению поисковой скважины в той или иной точке. Перед этим в Роснедрах утверждается проект (или программа поиска), в котором описываются, какие виды и объемы геологоразведочных работ будут проводиться.

Параллельно организуются тендеры и заключение договоров с подрядными организациями, производится оформление земель и другие процедуры. Начинаются полевые работы — сейсморазведка.

Сейсморазведка занимает ведущее место среди геофизических методов, применяемых при поисках месторождений нефти и газа. Метод основан на изучении распространения в земной коре упругих волн, вызываемых взрывами. Аналогию можно провести с технологией УЗИ в медицине. Проникая в среду, волны отражаются и преломляются, частично возвращаясь к поверхности земли, где регистрируются сейсморазведочной станцией. Время распространения волн и характер их колебаний позволяет судить о составе породы, глубине залегания и форме отражающих геологических границ. По результатам сейсморазведки делают выводы об общих параметрах геологического строения участка, прогнозируют наличие коллектора жидкости (это совсем необязательно нефть) и ловушки углеводородов, а также могут определить контуры месторождения и так далее.

Для получения более четкой и объективной картины на особо сложных объектах нефтедобывающие компании могут заказывать обработку и интерпретацию результатов сейсморазведочных работ двум независимым друг от друга предприятиям. Каждое из них даёт собственную оценку. А геологи компании-заказчика потом объединяют эти данные и анализируют их.

Работы на участке носят сезонный характер, так как объекты находятся в труднодоступной местности. Полевой сезон для сейсморазведки обычно начинается в ноябре, заканчивается в апреле. Анализ и обработка полученного материала, расчет рекомендуемой точки для бурения может занимать довольно много времени, вплоть до середины следующего зимнего сезона. Подготовка к бурению тоже занимает время: нужно оформить площадку, расчистить подъездные пути, завезти и установить необходимое оборудование. Чтобы не растягивать процесс, компании иногда идут на повышенный риск, и выбирают точку бурения по предварительным результатам, не дожидаясь полной интерпретации данных сейсморазведки. В мировой практике успехом считается, если одна из четырех-пяти поисковых скважин дает приток нефти. В Восточной Сибири, несмотря на сложность объектов исследований, принят такой же показатель.

После того как определена точка для бурения поисковой скважины, компания составляет проект на буровые работы, выбирает подрядчика и начинает строительство скважины. Добыча нефти в Восточной Сибири предполагает решение нетривиальных задач. К примеру, продуктивные пласты на месторождениях зачастую обладают малой толщиной, что требует особенно тщательных расчетов при бурении. Кроме того, бурение осложняется трещинами в горных породах, из-за которых возникают мощные поглощения бурового раствора. Все эти факторы влияют на скорость бурения: она может не превышать нескольких сантиметров или достигать сотен метров в сутки.

Если прогнозы были верны, и пласт не преподнес очередной сюрприз, скважина дает приток углеводородного сырья. На этом этапе оно еще не отправляется в трубопровод или хранилище.

Некоторое время продолжаются испытания скважины, оценивается её дебит (суточная производительность). Если по итогам испытания первой скважины получен благоприятный прогноз по запасам, рядом с нею бурят еще несколько, чтобы испытать их, дать наиболее четкую оценку запасов всего месторождения.

Полученные данные о запасах месторождения защищают в государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) и ставят на госбаланс. А перед тем как приступить к добыче углеводородов, нефтяная компания должна также подготовить проект разработки месторождения и утвердить его в Роснедрах.

Следующий этап — добыча. Методы добычи нефти различаются. Наиболее дешевым и эффективным считается фонтанный метод, когда приток нефти осуществляется за счет высокого естественного давления в пластах. Как правило, фонтанный метод работает лишь на первом этапе эксплуатации скважин. В дальнейшем нефтяники вынуждены поддерживать энергию залежи — закачивать в пласт воду или газ, замещающие нефть. При обводнении скважин или снижении пластового давления извлечение нефти на поверхность осуществляется при помощи насосов или газлифтовым способом.

На поверхность поднимают вовсе не нефть, а водонефтяную эмульсию. Эта жидкость, помимо, собственно, воды и нефти, содержит попутный нефтяной газ, газовый конденсат (на вопрос «что такое газовый конденсат?», специалисты обычно отвечают коротко — смесь жидких углеводородов, из которых после переработки получают бензин, керосин, авиатопливо) соль, серу, частицы грунта.

На Ярактинском месторождении ИНК, расположенном на территории Усть-Кутского и Катангского районов в 230 километрах на север от Усть-Кута, сырье по системе межпромысловых трубопроводов поступает на дожимную насосную станцию, где от нефти «отделяют» попутный нефтяной газ и газовый конденсат.

Далее водонефтяная эмульсия подается на установки подготовки нефти (УПН), где она обезвоживается, из неё удаляют все лишнее (соль, серу, песок, различные механические примеси). Там нефть доводят до показателей ГОСТа. Качество сырья тщательно контролируют лаборатории.

Все этапы подготовки нефти максимально автоматизированы, наблюдение за технологическими процессами ведется в режиме онлайн. Три действующие на Ярактинском месторождении (основной добывающий актив компании) установки способны подготовить до 10 миллионов тонн сырья в год.

После того, как нефть прошла через все этапы подготовки, её можно поставлять конечному потребителю. В случае ИНК сырье прокачивается по внутрипромысловому нефтепроводу от Ярактинского месторождения до приемо-сдаточного пункта (ПСП) «Марковское» (это точка врезки в магистральный нефтепровод «Восточная Сибирь — Тихий океан».

«Сердце» ПСП — система измерения и контроля качества нефти (СИКН), где нефть еще раз проходит проверку по всем параметрам. На ПСП расположены резервуары, в которых может храниться минимум трёхсуточный запас сырья, подготовленного к прокачке. С СИКН нефть поступает в магистральную систему нефтепроводов АК «Транснефть» для поставок на нефтеперерабатывающие заводы Дальнего Востока и на экспорт в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Чтобы сообщить об опечатке, выделите текст и нажмите Ctrl + Enter

Http://www. irk. ru/news/articles/20161121/petrol/

Третий месяц лихорадит Надвирнянский и Дрогобычский НПЗ: с октября “Укрнафта” практически прекратила поставку нефти на заводы, из-за чего они недавно остановились. Весь высвобожденный ресурс днепропетровский бизнесмен направил на свой новый актив — Кременчугский НПЗ. Если в ближайшей перспективе “Привату” удастся окончательно закрепиться на нем, а Минтопэнерго введет жесткие требования к качеству производства топлива в Украине, то днепропетровец продаст “Надвирную” и “Дрогобыч”.

Нефтяные приоритеты Игоря Коломойского изменились еще в августе 2007 г., когда он, будучи владельцем 2% акций ЗАО “Укртатнафта” (Кременчугский НПЗ), добился назначения директором этого предприятия Павла Овчаренко. Официально Павла Владимировича восстановил в должности суд. В действительности — ситуативная договоренность г-на Коломойского с главой Минтопэнерго Юрием Бойко, который через НАК “Нафтогаз України” (принадлежит 61% акций “Укртатнафты”) полностью контролирует кременчугский завод. Российская “Татнефть”, владеющая 38% “Укртатнафты”, без восторга отнеслась к назначению г-на Овчаренко и с октября прекратила поставку нефти. Украинские компаньоны стали замещать ресурс “Татнефти” в меру собственных возможностей. К примеру, Юрий Бойко, как говорят сплетники, недавно договорился с “Роснефтью” об отправке двух танкеров по 80 тыс. т нефти каждый, а Игорь Валерьевич стал направлять на завод практически все сырье контролируемой им “Укрнафты”. Из-за этого с ноября полностью прекратил работу Надвирнянский (ОАО “Нафтохімік Прикарпаття”), а на прошлой неделе остановится “на профилактический ремонт” и Дрогобычский НПЗ (ОАО “НПК “Галичина”). Оба принадлежат “Привату” и перерабатывают нефть “Укрнафты”.

Хотя последняя всегда снабжала сырьем эти заводы по остаточному принципу. Главной причиной прохладных отношений между родственными предприятиями является низкая рентабельность западноукраинских НПЗ. В первую очередь она связана с тем, что оба переработчика обладают устаревшими технологиями и не способны выпускать топливо с низким содержанием серы, чего требуют отечественные стандарты. Такое горючее в нашей стране запрещено реализовывать в розницу. Зачастую Игорь Валерьевич игнорировал это требование, но благосклонность Госпотребстандарта, контролирующего качество топлива на АЗС, стоит дорого. Поэтому он предпочитал продавать топливо Министерству обороны. Но у военных скромный бюджет, и они не могли много платить за дизельное топливо и 75-й бензин. Как только у “Укрнафты” появлялась возможность перерабатывать нефть собственной добычи “на стороне” (к примеру, на тогда еще не контролируемом г-ном Коломойским Кременчугском НПЗ), компания сразу же этим пользовалась.

Сейчас Игорь Коломойский и его нефтяной партнер Михаил Киперман рассматривают возможность консервации Надвирнянского и Дрогобычского НПЗ. По данным источника агентства “Интерфакс-Украина” в Минтопэнерго, консервация первого, скорее всего, продлится до стабилизации ситуации с поставками российской нефти на “Укртатнафту”, когда часть украинского ресурса — около 70 тыс. т в месяц — сможет быть высвобождена. О дрогобычском предприятии собеседник агентства сообщил, что “в начале декабря завод остановился, хотя и обладает четырехдневным запасом нефти”. По всей видимости, Игорь Валерьевич приберегает микроскопические резервы на самые черные дни “Укртатнафты”.

Нынешний расклад наводит на мысль, что днепропетровские бизнесмены заморозят переработку на обоих западноукраинских заводах на очень длительный срок. Ведь даже если Юрий Бойко договорился о стабильном снабжении Кременчугского НПЗ танкерной нефтью, г-ну Коломойскому невыгодно сокращать нынешние объемы поставок сырья “Укрнафты” на “Укртатнафту”. Во-первых, потому что переработка украинского низкосернистого ресурса на кременчугском заводе позволяет производить популярный А-95 неплохого качества (а соответственно, заработать больше денег на реализации). Во-вторых, из-за высоких транспортных издержек тонна танкерной нефти обходится предприятию более чем на 100 долл дороже сырья “Укрнафты”.

Шансы главы Минтопэнерго договориться с одной из российских компаний о снабжении предприятия ресурсом по нефтепроводам (что значительно удешевит нефть) призрачны. Во-первых, со дня на день он будет уволен (по крайней мере, так считает без пяти минут премьер Юлия Тимошенко). Во-вторых, “Татнефть”, не чуждая президенту Татарии Минтимеру Шаймиеву, второй месяц активно агитирует российских нефтяных магнатов бойкотировать поставки нефти господам Коломойскому и Бойко. Судя по тому, что пока никто из Москвы не отозвался на частые предложения украинских бизнесменов, “Татнефть” с этой задачей справляется.

Но даже когда Юлия Тимошенко станет премьером, кременчугский бизнес Игоря Коломойского, скорее всего, не пострадает. Максимум, что может произойти, — это то, что Игорь Валерьевич лишится Юрия Бойко и с ним танкерного ресурса, от переработки которого он все равно не получал ощутимых прибылей.

Безусловно, нельзя отвергать вероятность того, что Юлия Владимировна вернет “Татнефть” на Кременчугский НПЗ. Ведь она знакома со щедростью татар еще с первой каденции премьерства (тогда подчиненных Минтимера Шаймиева безуспешно пытался сместить экс-глава “Нафтогаза” Алексей Ивченко ). Но эксперты сомневаются в таком развитии событий. Во-первых, в Днепропетровске тоже есть деньги. Во-вторых, дружба с земляком позволит г — же Тимошенко влиять на работу завода (что для премьер-министра очень важно, ведь доля предприятия в общем объеме переработки нефти украинскими НПЗ превышает 45%), а значит, и контролировать цены на бензин в стране.

Такой расклад практически гарантирует, что г-н Коломойский очень долго не будет возобновлять поставку нефти на надвирнянский и дрогобычский заводы. Предполагают, что если “Привату” удастся окончательно закрепиться на “Укртатнафте” (к примеру, за счет выкупа части пакета акций ЗАО у “Нафтогаза”), то группа может решиться на продажу западноукраинских предприятий. Окончательно к такому решению Игоря Коломойского и Михаила Кипермана может подтолкнуть грядущее ужесточение условий производства топлива в Украине. В сентябре 2008 г. вступает в силу решение Госстандарта, которое требует от отечественных НПЗ производить топливо, соответствующее стандартам качества EN228 (для бензинов) и EN590 (для дизеля), то есть стандартам евро-4.

Западноукраинские заводы не дотягивают даже до действующих в Украине требований, которые существенно мягче. На их модернизацию нужно потратить как минимум 2 млрд. Игорь Валерьевич наверняка считает бездарное расходование таких денег преступным и попытается сбыть активы. Другое дело, что в таких обстоятельствах никто из здравомыслящих бизнесменов не захочет приобрести у него самые старые и изношенные НПЗ в Украине. Хотя если вспомнить, что Иса и Муса Бажаевы смогли выгодно продать несколько тысяч тонн металлолома (Херсонский НПЗ) Игорю Еремееву, то, может, и у г-на Коломойского есть шанс найти покупателя.

Http://www. ukrrudprom. com/digest/dsfgdggdshshf121207.html? print

Хотя коммерческая добыча нефти впервые началась во второй половине девятнадцатого века, на протяжении веков нефть добывалась людьми, которые жили в разных уголках мира, где нефть просачивалась на поверхность. В России первое письменное упоминание о получении нефти появилось в шестнадцатом веке. Путешественники описывали, как племена, жившие у берегов реки Ухты на севере Тимано-Печорского района, собирали нефть с поверхности реки и использовали ее в медицинских целях и в качестве масел и смазок. Нефть, собранная с реки Ухты, впервые была доставлена в Москву в 1597 году.

В 1702 году царь Петр Первый издал указ об учреждении первой регулярной российской газеты «Ведомости». В первом выпуске газеты была опубликована статья о том, как была обнаружена нефть на реке Сок в Поволжье, а в более поздних выпусках была информация о нефтепроявлениях в других районах России. В 1745 г. Федор Прядунов получил разрешение начать добычу нефти со дна реки Ухты. Прядунов также построил примитивный нефтеперегонный завод и поставлял некоторые продукты в Москву и Санкт-Петербург.

Нефтепроявления также наблюдались многочисленными путешественниками на Северном Кавказе. Местные жители даже собирали нефть с помощью ведер, вычерпывая ее из скважин глубиной до полутора метров. В 1823 году братья Дубинины открыли нефтеперерабатывающий завод в Моздоке для переработки нефти, собираемой с близлежащего Вознесенского нефтяного месторождения.

Нефте – и газопроявления были зафиксированы в Баку, на западном склоне Каспийского моря арабским путешественником и историком еще в десятом веке. Марко Поло позднее описывал, как люди в Баку использовали нефть в медицинских целях и для проведения богослужений. С четырнадцатого века нефть, собираемая в Баку, экспортировалась в другие страны Среднего Востока. Первая нефтяная скважина в мире была пробурена на Биби-Айбатском месторождении вблизи Баку в 1846 году, более чем на десятилетие раньше, чем была пробурена первая скважина в США. С этим событием связывают начало современной нефтяной промышленности.

В Бакинском регионе находилось много больших месторождений с относительно легко извлекаемыми запасами, но транспортировка нефти до рынков сбыта была трудной и дорогой. Братья Нобель и семейство Ротшильдов сыграли ключевую роль в развитии нефтяной промышленности в Баку, бывшего в то время частью Российской империи. Промышленность стремительно развивалась, и на рубеже веков на долю России приходилось более 30% мировой нефтедобычи. Компания Шелл Транспорт и Трейдинг, которая позже стала частью Роял Датч/Шелл, начала свой бизнес с перевозок нефти, добываемой Ротшильдами, в Западную Европу.

Революция 1917 года негативно сказалась на добыче нефти в России, ситуация еще более ухудшилась с национализацией нефтяных месторождений в 1920 году. Братья Нобель продали значительную часть своих российских активов компании Стандард Ойл из Нью-Джерси, которая позже превратилась в компанию Экссон. Стандард Ойл выступала против решений о национализации нефтяных месторождений и отказывалась сотрудничать с новым советскимправительством. Но другие компании, включая Вакуум и Стандард Ойл из Нью-Йорка, которые позже превратились в компанию Мобил, вкладывали деньги в Россию. Продолжающийся приток западного капитала помог восстановлению нефтедобычи в России, и с 1923 года экспорт нефти вернулся на дореволюционный уровень.

Попытка обуздать нефтяной фонтан выбрасывающий 20000 тонн в сутки

Каспий и Северный Кавказ оставались центром советской нефтяной промышленности вплоть до Второй мировой войны. Растущая добыча удовлетворяла потребности индустриализации России. Контроль добычи нефти в Баку, отсечение Советского Союза от добычи в этом регионе были основной стратегической задачей Германии во время войны. Добыча нефти на Каспии снова начала расти после войны, и в 1951 году достигла рекордного уровня в 850 000 баррелей в день. Баку оставался крупным промышленным центром, около двух третей советского нефтяного оборудования производилось в этом регионе.

В это же время советские планирующие органы начали развивать разведочные работы в Волго-Уральском регионе, который начинали разрабатывать еще в тридцатых годах. Месторождения в регионе зачастую находились недалеко от транспортной инфраструктуры, и их геология не была особенно сложной. С пятидесятых годов добыча с новых месторождений составляла около 45% от общей добычи Советского Союза. Широкомасштабные инвестиции в регион быстро окупались, что способствовало серьезному росту добычи нефти в СССР. Дополнительные тонны нефти шли на удовлетворение потребностей новых заводов, которые были построены в период с 1930-х по 1950-е годы. Омский завод был открыт в 1955 году и в дальнейшем превратился в один из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов в мире.

Рост добычи позволил Советскому Союзу наращивать экспорт нефти значительными темпами. Москва стремилась максимизировать валютные поступления от экспорта нефти и активно боролась за увеличение своей доли на мировом рынке. В начале 1960-х годов Советский Союз вытеснил Венесуэлу со второго места по добыче нефти в мире. Выброс больших объемов дешевой советской нефти на рынок вынудил многие западные нефтяные компании снизить цены на нефть, добываемую на Ближнем Востоке, уменьшая таким образом платежи за пользование недрами правительствам стран Ближнего Востока. Это уменьшение доходов было одной из причин создания Организации Стран Производителей Нефти (ОПЕК).

После достижения феноменальной добычи из месторождений Западно-Сибирского бассейна советская нефтяная промышленность стала проявлять признаки упадка. Западно-Сибирские месторождения были относительно дешевы в разработке и давали существенный выигрыш за счет своих размеров, а советские плановые органы отдавали приоритет максимизации краткосрочной, а не долгосрочной нефтеотдачи. Производственные объединения стремились добыть как можно больше нефти с месторождений с тем, чтобы выполнить план по добыче, при этом не учитывалось влияние последствий разработки на состояние месторождений, бурилось слишком много скважин и закачивалось слишком много воды.

К середине 1970-х годов в Москве уже поняли, что назревает падение добычи. Первое падение, обусловленное хроническим недофинансированием разведки в Западной Сибири, началось в 1977 году, но властям удалось его приостановить за счет очень больших капиталовложений в бурение. Второе падение произошло в период с 1982 по 1986 года. И в этот раз кризис удалось преодолеть за счет увеличения финансирования.

Падение было усугублено экономическим кризисом, который охватил регион в период распада Советского Союза. Развал экономики вызвал резкое падение спроса на нефть внутри страны, а экспортные мощности оставались ограниченными, и поэтому компании были вынуждены продолжать продавать большую долю нефти на внутреннем рынке, зачастую некредитоспособным потребителям. Финансовые трудности компаний спровоцировали резкое снижение объемов новых разведочных работ, объемов бурения и даже объемов капитальных ремонтов существующих скважин. В результате сложилась ситуация, которая привела к дальнейшему неизбежному падению добычи.

Добыча нефти в России окончательно прекратила свое падение в 1997 году. Независимые эксперты считают, что Западная Сибирь располагает остаточными запасами более 150 миллиардов баррелей (более 20 миллиардов тонн), и уровень добычи может быть в три раза больше, чем сейчас. Но ситуация осложнена плохими пластовыми условиями на уже разрабатываемых месторождениях и тем, что западносибирские месторождения обычно состоят из большего числа нефтеносных пластов, чем месторождения в других регионах, что осложняет добычу.

Другие провинции также демонстрируют существенный потенциал. Тимано-Печорский бассейн простирается от Урала на востоке до Баренцева моря на севере. Регион характеризуется резким климатом, большая часть запасов относится к категории трудноизвлекаемых и содержит тяжелую нефть. Несмотря на это, остаточные разведанные запасы оцениваются приблизительно в девять миллиардов баррелей (1,25 миллиарда тонн), представляя хороший потенциал развития нефтедобычи в России. Остаточные запасы Восточной Сибири оценены в три миллиарда баррелей (0,45 миллиарда тонн), но неразведанные запасы могут быть в несколько раз больше. Основной проблемой этого региона является удаленность от рынков сбыта и отсутствие транспортной инфраструктуры. Нефтяные запасы острова Сахалин также представляются довольно значительными, но их разработка в наши дни сдерживается высокой капиталоемкостью.

Http://www. stena. ee/blog/istoriya-nefti-v-rossii-pervye-neftyaniki-na-staryh-foto

В настоящее время в странах бывшего Советского Союза работают 46 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью 10 млн бар./день, это составляет приблизительно 2 /3 мощностей заводов США. Предприятия бывшего Союза в основном распо­лагают установками первичной переработки нефти. Доля терми­ческих и каталитических процессов невелика и составляет приб­лизительно 40% от мощностей атмосферной перегонки нефти. Для сравнения: на заводах США только производительность установок гидроочистки дистиллятов составляет 64% от мощ­ностей первичной переработки нефти.

РИС. 20. Карта экономических районов России и стран бывшего СССР с расположением нефтеперерабатываю­щих заводов и нефтепроводов:

/-Литва; 2- Латвия; 3-Эстония; 4-Калининградская область России; 5-Северо-Западный район России; б-Беларусь; 7-Украина; 8 — Молдова; 9-Северный район России; 10-Цент­ральный район России; 11- Центрально-Черноземный район России; 12- Волго-Вятский район России; 13- Поволжье, Рос­сия; 14-Северный Кавказ; /5-Грузия; /6-Армения; /7-Азер – байджан; /Я-Урал, Россия; 19-Западная Сибирь; 20-Восточ­ная Сибирь; 21 – Дальний Восток; 22-Казахстан; 23-Турк­менистан: 24 – Узбекистан; 25-Кыргызстан; 26 Таджикистан

Ниже приведены мощности установок вторичных процессов (в %) нефтеперерабатывающих заводов США, СССР и двух самых больших стран, выделившихся из СССР,-России и Украины (по данным 1991 г.):

Особенно сильно страны бывшего Советского Союза отстают от США по мощностям установок каталитического крекинга и гидроочистки дистиллятов. Эти направления требуют больших капитальных затрат, так как на установках риформинга получа­ют высокооктановый бензин с большим содержанием аромати­ческих углеводородов, что по американским и мировым стандар­там уже является недопустимым и делает бензин неконкуренто­способным.

В 1990 г. заводами СССР из 1 т нефти производилось 19% бензинов, 25% керосина и дизельного топлива, 36% котельного топлива, 3% битумов, 3% масел и 17% других продуктов. Из 15 стран бывшего Советского Союза только 9 имеют нефтеперера­батывающие заводы. На рис. 20 дана карта территории бывшего Советского Союза, на которой указаны ныне существующие страны и экономические районы России и месторасположение заводов. Ниже приведены сведения о числе заводов в каждом государстве бывшего СССР и их общей мощности:

Следует отметить, что 14 заводов были построены до начала второй мировой войны, 19 заводов-с 1940 по 1960 г., 9-с 1960 по 1980 г. и 4-в 80-е и 90-е годы. В Советском Союзе строились достаточно мощные заводы по первичной переработке нефти. Из 46 заводов только 10 имеют производительность менее 100 тыс. бар./день. В то же время 8 заводов могли бы по своей мощности конкурировать с самыми большими заводами США, так как имеют производительность от 410 до 610 тыс. бар./день. Мощ­ность остальных 28 заводов колеблется от 100 до 410 тыс. бар./день.

Http://www. vuzllib. su/books/5379-%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B0%D1%8F_%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%BC%D1%8B%D1%88%D0%BB%D0%B5%D0%BD%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%82%D1%8C_%D0%A1%D0%A8%D0%90_%D0%B8_%D0%B1%D1%8B%D0%B2%D1%88%D0%B5%D0%B3%D0%BE_%D0%A1%D0%A1%D0%A1%D0%A0_/72-3.2._%D0%9D%D0%95%D0%A4%D0%A2%D0%95%D0%9F%D0%95%D0%A0%D0%95%D0%A0%D0%90%D0%91%D0%90%D0%A2%D0%AB%D0%92%D0%90%D0%AE%D0%A9%D0%98%D0%95_%D0%97%D0%90%D0%92%D0%9E%D0%94%D0%AB_%D0%A1%D0%A2%D0%A0%D0%90%D0%9D_%D0%91%D0%AB%D0%92%D0%A8%D0%95%D0%93%D0%9E%D0%A1%D0%9E%D0%92%D0%95%D0%A2%D0%A1%D0%9A%D0%9E%D0%93%D0%9E_%D0%A1%D0%9E%D0%AE%D0%97%D0%90_%5B75_85%5D

Потребление высокооктановых бензинов (например АИ-95, АИ-98) несколько выше, чем объём их производства на нефтеперерабатывающих заводах.

Им принадлежало большинство нефтеперерабатывающих заводов и других сопутствующих предприятий, а также танкеров.

Например, принадлежащий кому-нибудь нефтеперерабатывающий завод. Разве я угрожала?

Привет! Меня зовут Лампобот, я компьютерная программа, которая помогает делать Карту слов. Я отлично умею считать, но пока плохо понимаю как устроен ваш мир. Помоги мне разобраться!

Вопрос: Оккультная философия — это что-то положительное, отрицательное или нейтральное?

    Потребление высокооктановых бензинов (например АИ-95, АИ-98) несколько выше, чем объём их производства на нефтеперерабатывающих заводах. Им принадлежало большинство нефтеперерабатывающих заводов и других сопутствующих предприятий, а также танкеров. Например, принадлежащий кому-нибудь нефтеперерабатывающий завод. Разве я угрожала? (все предложения)

Онлайн-тезаурус с возможностью поиска ассоциаций, синонимов, контекстных связей и примеров предложений к словам и выражениям русского языка.

Справочная информация по склонению имён существительных и прилагательных, спряжению глаголов, а также морфемному строению слов.

Сайт оснащён мощной системой поиска с поддержкой русской морфологии.

Http://kartaslov. ru/%D0%B7%D0%BD%D0%B0%D1%87%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5-%D1%81%D0%BB%D0%BE%D0%B2%D0%B0/%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B5%20%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D1%8B

Настоящий сборник составлен по материалам технических разработок, выполненных проектными и научно-исследовательскими организациями, и двух совещаний, проведенных Госнефтехимкомитетом в апреле и июле 1964 г., по проблеме проектирования перспективных нефтеперерабатывающих заводов.

В материалах сборника охарактеризовано состояние техники и экономики, сложившееся в отечественной нефтеперерабатывающей промышленности за последние годы, и изложены основные направления в проектировании новых и перспективных нефтеперерабатывающих заводов, а также обоснованные предложения и технические решения проектных и научно-исследовательских организаций и Комитета. Рассматриваются технологические схемы, генеральные планы, применение мощных установок и высокопроизводительного оборудования, автоматизации управления и механизации трудоемких работ, применительно к переработке высокосернистых, сернистых и высокопарафинистых нефтей на перспективных НПЗ мощностью 12 млн. г/год, обеспечивающие получение больших отборов светлых нефтепродуктов, по качеству отвечающих требованиям лучших мировых стандартов, производство в значительных объемах широкого ассортимента сырья для химической переработки и высокие экономические показатели.

Сборник предназначен для работников проектных и научно-исследовательских организаций, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий, руководящих и планирующих органов, связанных с данной отраслью промышленности.

Рекомендации по типам нефтей, принимаемых для проектирования перспективных НПЗ

Рекомендации по качеству и объемам производства основных нефтепродуктов на перспективных НПЗ

Рекомендации по объемам производства и качеству основных видов нефтехимического сырья на перспективных НПЗ

Перспективные нефтеперерабатывающие заводы топливно-химического профиля мощностью 12 млн. т/год для переработки ромашкинской и арланской нефтей (Гипронефтезаводы, ВНИИНП, Гипрогазтоппром и СКВ АНН)

И. Ф. Благовидов – Основные рекомендации и экспериментальные обоснования к процессам, предусмотренным схемой перспективных нефтеперерабатывающих заводов

А. П. Арефьев – Схемы и основные показатели топливной части перспективных НПЗ

Р. С. Ольшаиецкая – Комплекс нефтехимических производств на базе углеводородного сырья перспективного НПЗ

Б. Б. Крупицкий – Обоснование пунктов строительства и технико-экономические показатели перспективных НПЗ

Перспективные нефтеперерабатывающие заводы мощностью 12 млн. т/год для переработки высокосернистых и высокопарафинистых нефтей (Гипрогрознефть, ГрозНИИ)

Б. К. Америк – О схемах глубокой термокаталитической переработки мазутов применительно к мощным перспективным НПЗ

Р. К. Степуро – Схемы и основные показатели перспективных НПЗ мощностью 12 млн. т/год топливного и топливно-масляного профиля

Перспективные нефтеперерабатывающие заводы мощностью 12 млн. т/год для глубокой и неглубокой переработки по топливной схеме ромашкинской и арланской нефтей (Ленгипрогаз и ВНИИнефтехим)

Я. И. Бурштейн – Технологические схемы и материальные балансы заводов

Технологические схемы перспективных НПЗ для переработки высокосернистых нефтей типа арланской (БАШНИИНП)

А. С. Эйгенсон. Технологическая схема перспективного НПЗ для глубокой переработки арланской нефти

Г. А. Терентьев. Технологические схемы НПЗ для неглубокой переработки арланской нефти

Основные проектные решения по Украинскому НПЗ с нефтехимическим комплексом (УкрНИИгипронефть)

Г. Ф. Ивановский. Реконструкция Ново-Уфимского НПЗ для переработки высокосернистых нефтей, коренного улучшения качества нефтепродуктов и технико-экономических показателей

Схемы водоснабжения, канализации и очистки сточных вод перспективных НПЗ для переработки сернистой и высокосернистой нефтей (БашНИИНП)

Новые процессы и производства для действующих и перспективных НПЗ

С. В. Чепнго. Микробиологическое получение белково-витаминного концентрата (БВК) на основе углеводородов нефти (ВНИИсинтезбелок)

A. А. Андреев. Завод по производству БВК из углеводородов нефти производительностью 70 тыс. т/год (Гипрогидролиз)

B. С. Герш и Б. Г. Берго. Конденсационно-испарительный метод разделения газовых смесей для производства этилена из сухих газов нефтепереработки (Гипрогазтоппром, ВНИИнефть)

Ю. А. Шмук, К. А. Яковлев. Направления переработки углеводородных газов перспективных НПЗ для производства синтетического каучука и других продуктов нефтехимии номенклатуры Гипрокаучука (Гипрокаучук)

И. Р. Черный и Р. Б. Горышник. Современные и перспективные методы получения водорода для нефтеперерабатывающих заводов (Гипрогазтоппром)

Б. Т. Абаева, А. В. Агафонов и Н. А. Окиншевич. Производство новых видов сырья для сажи на действующих и перспективных НПЗ (ВНИИНП)

A. В. Агафонов. Процесс гидрокрекинга в схемах современных и перспективных нефтеперерабатывающих заводов (ВНИИНП)

Http://www. twirpx. com/file/819501/

Добавить комментарий