Экономика О планах, которые Газпром будет реализовывать в Приамурье, мы беседуем с генеральным директором ООО «Газпром переработка Благовещенск» Игорем Афанасьевым.
—Игорь Павлович, в каких стратегических проектах Газпрома задействовано предприятие «Газпром переработка Благовещенск»?
—Вы знаете, что Газпром приступил к реализации государственной программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР (далее — Восточная программа). Это глобальная государственная стратегия освоения уникальных ресурсов востока России, которая включает формирование центров газодобычи в Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия), Сахалинской области и Камчатском крае. Вместе с созданием центров газодобычи и единой системы транспортировки газа программой предусмотрено строительство в Амурской области газоперерабатывающих и газохимических производств, в том числе мощностей по производству гелия и сжиженного природного газа.
Для достижения поставленных задач было образовано общество «Газпром переработка Благовещенск», которое сегодня осуществляет реализацию и контроль строительства с последующей эксплуатацией Амурского газоперерабатывающего завода — одной из важнейших составных частей реализации Восточной программы. Он предназначен для выделения ценных компонентов — пропана, бутана, ПГФ и гелия — из природного газа, поставляемого на экспорт в Китай. Проектная производительность завода по сырьевому газу составит 42 миллиарда кубометров в год, по товарному гелию — 60 миллионов кубометров в год.
—Что было сделано вашей компанией в прошлом году и каковы задачи на этот год?
— Прошедший год для нашего предприятия стал во многом определяющим. К строительству уникального объекта привлечены как российские, так и зарубежные специалисты. Генеральным подрядчиком по строительству завода определено АО «НИПИгазпереработка» — российская компания, обладающая реальным опытом строительства и запуска в эксплуатацию промышленных объектов подобного масштаба. С генподрядчиком заключен ЕРС-контракт на разработку рабочей документации, поставку оборудования и проведение строительно-монтажных работ. Поставщиком технологии и оборудования для установок криогенного разделения газа и выделения товарного гелия на Амурском ГПЗ определена немецкая компания — один из мировых лидеров в области низкотемпературного газоразделения. В настоящее время начато строительство инфраструктурных объектов — железнодорожных коммуникаций и сооружений, подъездных автомобильных дорог. В течение года приступим к строительству временного причала на реке Зее. В 2016 году будет определен подрядчик на строительство нелицензионной части технологических установок, общезаводского хозяйства и других вспомогательных объектов. Поставки основного технологического оборудования планируется произвести в навигационные периоды 2017—2018 годов, что позволит обеспечить готовность первого пускового комплекса Амурского ГПЗ в установленные сроки. В настоящее время на площадке будущего ГПЗ ведутся подготовительные работы и вертикальная планировка площадки временных зданий и сооружений.
—Строительство завода — масштабный проект и требует значительных ресурсов, как материальных, так и людских. Откуда планируете привлекать работников?
—По нашим подсчетам, в пиковый год строительства на площадке будет задействовано порядка 15 тысяч человек строительных специальностей. В настоящее время работы на площадке ведутся подрядными организациями Приамурья. Привлекать местные кадры мы планируем и в дальнейшем. В настоящее время по программе целевого набора в Амурском государственном университете и Амурском техническом колледже (Свободный) обучаются ребята из числа амурчан. Также мы готовим будущих наших специалистов в опорных вузах страны — в РГУ нефти и газа имени И.?М. Губкина (Москва), Казанском национальном исследовательском технологическом университете, Томском политехническом университете и Волгоградском колледже газа и нефти. Это первый и один из самых важных этапов в формировании персонала будущего предприятия. Работа по обеспечению проекта квалифицированным персоналом ведется нами на системной основе. Потребность в сотрудниках на период 2016—2025 годов сформирована, определены основные источники ее покрытия, к которым относятся резерв кадров дочерних организаций ПАО «Газпром», рынок трудовых ресурсов Амурской области и других регионов России, выпускники профильных и опорных вузов и колледжей.
В последнее время ситуация на мировом энергетическом рынке складывается весьма и весьма сложная. Существенное снижение цен на нефть и газ привело к разорению многих компаний. Особенно этот процесс заметен в США, так как себестоимость добычи сланцевых углеводородов гораздо выше, чем показатели традиционных российских месторождений. Соединенные Штаты и их союзники считают, что без их помощи Россия не сможет начать полномасштабную добычу нефти и газа на шельфе северных морей. Однако Газпром доказал, что они ошибаются. В декабре 2015 года «Газпром нефть» добыла миллионную тонну нефти на месторождении Приразломное в Печорском море, сделав это самостоятельно, без партнерства с зарубежными нефтегазовыми компаниями. Морскую ледостойкую платформу «Приразломная» построил северодвинский завод «Севмаш». На шельфе Охотского моря Газпром добывает газ на Киринском месторождении. Здесь действует единственный в России подводный добычный комплекс. Технологии, используемые Газпромом, эффективны, надежны и безопасны. Они позволяют минимизировать воздействие на окружающую среду.
Самым важным добычным проектом последних лет является мегапроект «Ямал». На полуострове и в прилегающих акваториях открыто 32 месторождения. На Бованенковском месторождении в минувшем году было добыто 61,9 миллиарда кубометров газа, что на 19,1 миллиарда кубометров выше уровня 2014 года. В дальнейшем проектная производительность Бованенково достигнет 140 миллиардов кубометров в год. К 2030 году полуостров Ямал, включая шельф, сможет потенциально давать до 360 миллиардов кубометров ежегодно. Газпром успешно реализует масштабную программу газификации российских регионов. В 2005—2015 годах инвестиции в эту сферу составили около 270 миллиардов рублей. В результате уровень газификации в целом по стране вырос с 50 до 66 процентов. В текущем году на газификацию России компания направит 25 миллиардов рублей. Процесс газификации сдвигается и на Дальний Восток. Уже работает газопровод Сахалин — Хабаровск — Владивосток. Идет строительство газовой магистрали «Сила Сибири», благодаря которой начнется масштабное освоение газовых месторождений в Якутии и Иркутской области. Газ в Восточной Сибири сложносоставной, поэтому его необходимо перерабатывать. Для этого в Амурской области и будет построено крупнейшее в России газоперерабатывающее предприятие.
Http://www. eruda. ru/news/2977_stroitelstvo_amurskogo_npz_v_svobodnom_amurskaya. htm
Проект будет реализован в районе п. Березовка Ивановского района. Он включает в себя (на российской стороне) строительство Амурского нефтеперерабатывающего завода мощностью переработки до 6 млн. тонн сырья в год, а также продуктопровода для перекачки нефтепродуктов в Китай по маршруту п. Березовка – Верхний Аргун с пограничным переходом через р. Амур. Реализация проекта намечена на 2013-2016 гг.
Предусмотрено производство дизельного топлива, марочных бензинов евростандарта, керосина, сжиженного газа, гудрона и, при необходимости, авиакеросина, битума. В зависимости от спроса на внутренний рынок планируется поставлять 1,0-3,0 млн. тонн светлых и темных нефтепродуктов.
В настоящее время компанией ООО «Амурская энергетическая компания» ведется разработка проектно-сметной документации с планируемым окончанием и получением положительного заключения государственной экспертизы в 2014 году. Для данных целей создан технический консорциум, в состав которого входят российские и китайские проектные институты.
Проект связан с притоком значительных иностранных инвестиций и обеспечивает удовлетворение внутреннего спроса на нефтепродукты, а также расширение транзитных грузопотоков за счет увеличения доли экспорта продукции глубокой переработки углеводородного сырья.
Наличие нефтеперерабатывающего завода позволит обеспечить бесперебойное снабжение как Амурской области, так и близлежащих российских регионов автомобильными бензинами и другими видами моторного топлива, стабилизировать розничные цены на эти товары, а также осуществлять поставки в приграничные районы Китая.
Http://blagoveshensk. bezformata. ru/listnews/amurskoj-oblasti-zaplanirovano/15799344/
Сейчас ведутся переговоры с российскими и иранскими нефтедобывающими компаниями, сообщил начальник управления СЭЗ министерства экономразвития и торговли РТ Фаридун Розиков 22 января на пресс-конференции в Душанбе.
По его словам, 99 процентов строительных работ уже завершено, в настоящее время привлекаются специалисты из Китая, которые изучают установленную там технологию.
Розиков отметил, чтобы запустить завод, предварительно нужно запастись большим объемом сырой нефти.
«Руководители компании проводят переговоры с поставщиками из России и Ирана. После поставки определенного объема сырой нефти завод будет введен в эксплуатацию», – добавил он.
По словам первого заместителя министра экономического развития и торговли РТ Завки Завкизода, существовавшие ранее проблемы с дополнительным финансированием уже решены. «Остается проложить чуть более 2 километров железной дороги до завода. С поставкой сырой нефти для его последующей переработки не будет проблем. Этот вопрос продуман, сырье будет приобретено из самых дешевых источников», – заключил замминистра.
Строительство в СЭЗ «Дангара» НПЗ проектной мощностью 1,2 миллиона тонн нефти в год началось в 2014 году. Возведением данного предприятия занимается созданное совместное таджикско-китайское предприятие TK-oil, учрежденное китайской компанией – Dong Ying heli Investment and Development и таджикской – «Хасан и Ко».
Еще до начала строительства размер инвестиций на первом этапе (запуск линии мощностью переработки до 300 тысяч тонн нефти в год) был объявлен в размере 80 миллионов долларов, а на втором и третьем этапах потребуется 300-500 миллионов. Доля китайской стороны в проекте составляет 90 процентов, таджикской – 10.
Первоначально первую очередь предприятия планировалось сдать в эксплуатацию в конце 2015 года. Позже строители передумали и решили преподнести завод в качестве достижения к 25-летию государственной независимости Таджикистана, которое отмечалось в сентябре 2016 года. Но не получилось: дату запуска перенесли на март 2017 года, а затем и на июль.
Соблюсти назначенный срок вновь не удалось, и было объявлено, что завод заработает к концу года. Однако этого вновь не случилось.
Между тем, специалисты считают, что запуск завода, скорее всего, переносится из-за трудностей, связанных с обеспечением завода сравнительно дешевым сырьем.
«Вполне ожидаемо, что запуск в очередной раз перенесли, – говорит экономист Зафар Аюбов. – Чтобы приступить к переработке нефти, нужно предварительно запастись определенным ее объемом. Дело в том, что такие заводы обычно возводятся в тех местах, где имеются достаточные запасы нефти, и чем ближе к месторождению, тем лучше. Если уж решили строить на территориях, отдаленных от месторождений, нужно хотя бы позаботиться о прокладке нефтепровода, чтобы производство было рентабельным. В Таджикистане же нет больших запасов нефти, а на прокладку трубопровода из других стран нужны огромные средства. Поэтому придется доставлять его транспортом, а это, с учетом протяженности пути и высокой вывозной пошлины на сырье в странах-экспортерах, делает его переработку нецелесообразным. Скорее всего, инвесторы Дангаринского завода, не взвесив предварительно все плюсы и минусы производства, столкнулись теперь со сложностями по его обеспечению сырьем», – считает экономист.
Строители НПЗ в Дангаре рассчитывали в первую очередь на российскую и казахстанскую нефть. А в России, к примеру, принято считать, что продавать сырье – это низкотехнологично, а в сравнении с экспортом «высокотехнологичной» продукции или продукции «высокого передела» еще и низкодоходно. Нефтепродукты по отношению к нефти там считаются продуктами «высокого передела», а нефтепереработка в сравнении с нефтедобычей «высокотехнологичным» производством.
Мы проверили, и выяснилось, что экспортная пошлина на сырую нефть в России почти в три раза выше пошлины на светлые нефтепродукты (бензин, авиакеросин, дизельное топливо и прочее). А если учитывать, что Таджикистан получает российские нефтепродукты на основе двухстороннего межправительственного соглашения по нулевой экспортной ставке, целесообразность переработки нефти в самой республике действительно отсутствует.
Собственная добыча нефти в Таджикистане составляет мизерные объемы, так как до настоящего момента не обнаружены большие нефтеносные месторождения. О том сколько чего у нас есть в нашей инфографике:
Http://news. tj/ru/news/tajikistan/economic/20180122/zapusk-krupnogo-npz-v-dangare-opyat-perenesli-na-neopredelennii-period
Опять не успели… Срок сдачи в эксплуатацию крупнейшего в Таджикистане нефтеперерабатывающего завода в Дангаре снова перенесен.
Первая очередь этого предприятия в свободной экономической зоне “Дангара” должна была начать работу еще в июне, но финансовые проблемы вынудили руководство перенести срок сдачи до конца года.
Сафарали Тайфуров, председатель свободной экономической зоны “Дангара”, в беседе с Радио Озоди сказал, что опять по финансовым причинам вынуждены отложить срок завершения строительства нефтеперерабатывающего завода на три-четыре месяца. Думаю, что накануне Навруза первая очередь завода все же будет сдан в эксплуатацию, говорит он.
Из-за нехватки средств в сентябре пришлось попрощаться с китайские специалисты. Руководители завода вынуждены просить кредит у местных банков – они по-прежнему не могут получить у «Агроинвестбанка» 12 миллионов долларов, выделенных на строительство завода. По словам специалистов, «Агроинвестбанк» переживает трудные времена и находится на грани банкротства.
По проекту, нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) в Дангаре должен переработать 1 миллион 800 тыс тонн нефти в год, обеспечив нефтепродуктами, в частности бензином не только Таджикистана, но соседние Афганистан и Пакистан.
Завод будет в сутки переработать до 360 тонн сырой нефти, говорил председатель Дангаринского района Маҳмадулло Сайдализода в день начала строительства НПЗ. По его словам, предприятие за счет выплаты налогов и акциз может ежегодно пополнить госказну на 49 млн. евро.
Ожидается, что на заводе, строящегося на площади 45 га, на первом этапе будут работать 600 специалистов и рабочих, позже число сотрудников увеличится.
Свободная экономическая зона “Дангара” была образована в феврале 2009 года на площади в 150 гектаров земли – сейчас там идет строительство более двадцати крупных предприятий. В Таджикистане действуют три свободные экономические зоны – “Пяндж”, “Ишкошим” и “Согд”.
Http://rus. ozodi. org/a/28153766.html
Таджикистан вновь переносит сроки запуска нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) на территории свободной экономической зоны Дангара в Хатлонской области.
Строительство 1 й очереди НПЗ планировалось завершить в августе 2016 г, затем в качестве даты запуска назывался март 2017 г.
Но соблюсти назначенный срок вновь не удалось и сейчас ввод в эксплуатацию 1 й очереди НПЗ отодвигается на конец июня 2017 г.
А общая проектная мощность нефтеперерабатывающего завода составляет 1,2 млн т/год.
Строительство НПЗ предусмотрено меморандумом о сотрудничестве в сфере нефтепереработки, который Китай и Таджикистан подписали в мае 2013 г.
В апреле 2014 г было подписано с оглашение о строительстве предприятия по переработке нефти между правительством Таджикистана и китайской Dong Ying heli Investment and Development.
Учредителями НПЗ является таджикско-китайское СП ТК-oil, учрежденное таджикской Хасан и Ко и китайской Dong Ying heli Investment and Development, в котором Таджикистану принадлежит 10%, китайской стороне – 90%.
Потребности Таждикистана в горюче-смазочных материалах (ГСМ) составляют около 1,5 млн т/год.
Однако, производимое внутри страны топливо покрывает лишь 2% от общей потребности, нефтепродукты в Таджикистан поступают в основном из России и Казахстана.
С мая 2010 г Таджикистан ввозил нефтепродукты из России с учетом экспортных таможенных пошлин, что привело к серьезному росту цен на нефтепродукты в стране.
В феврале 2013 г Россия и Таджикистан подписали соглашение, направленное на упрочнение и дальнейшее развитие интеграционных связей.
Это соглашение предусматривает организацию беспошлинных поставок нефтепродуктов из России в Таджикистан без возможности реэкспорта.
В июле 2016 г президент РФ В. Путин подписал федеральный закон о ратификации соглашения о сотрудничестве с Республикой Таджикистан в сфере поставок нефтепродуктов.
Http://neftegaz. ru/news/view/161146-Zapusk-NPZ-na-territorii-svobodnoy-ekonomicheskoy-zony-Dangara-v-Tadzhikistane-vnov-otlozhen.-Na-etot-raz-na-konets-iyunya-2017-g
Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии. Производственный цикл 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 [1] .
- Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический. Объём переработки (в млн тонн). Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчёте на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа).
На сегодняшний день границы между профилями стираются, предприятия становятся более универсальными. Например, наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный продукт.
В российской нефтеперерабатывающей промышленности выделяют три профиля нефтеперерабатывающих заводов, в зависимости от схемы переработки нефти : топливный, топливно-масляный, топливно-нефтехимический.
На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.
На НПЗ топливно-масляного профиля помимо различных видов топлив и углеродных материалов производятся смазочные материалы: нефтяные масла, смазки, твердые парафины и т. д.
Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.
На НПЗ топливно-нефтехимического профиля помимо различных видов топлива и углеродных материалов производится нефтехимическая продукция: полимеры, реагенты и т. д.
Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции ( пиролиз, производство полиэтилена, полипропилена, полистирола, риформинг направленный на производство индивидуальных ароматических углеводородов и т. д.).
Сначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки. В нефти остаётся не более 3—4 мг/л солей и около 0,1 % воды. Затем нефть поступает на первичную перегонку.
Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 350 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С), реактивное топливо (180—240 °С) и дизельное топливо (240—350 °С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века его выбрасывали, как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используют пять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.
Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).
В 1891 году инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг – процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %. Крекинг – процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.
Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород ). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.
Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. Один из наиболее важных процессов в нефтепереработке.
Задача процесса — очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.
Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280—340 °C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.
Установка Клауса активно применяется на нефтеперерабатывающих предприятиях для переработки сероводорода с установок гидрогенизации и установок аминной очистки газов для получения серы.
Бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава. Также этот процесс называется компаундирование или блендинг.
Http://www. naturliga. tk/Existens/ru/%D0%9D%D0%9F%D0%97
Если к вашему дачному участку не подведена бурение начать скважин, то колодец или скважина на участке должны быть обязательно. Для тех, кто собирается бурить скважину вручную, мы расскажем про технологию бурения скважин, про существующие способы бурения, подробно поговорим про ручное бурение скважин. Чтобы определить эти данные необходимо сдать образец воды на экспертизу в санитарно-эпидемиологическую службу.
Скважина своими руками Чтобы пробурить скважину своими руками необходимо знать технологию бурения. Вначале роют минимум на 2 метра глубиной шурф с размерами 1. При ручном бурении скважин в малоосыпающихся грунтах, таких как глинистый песок, песчаная глина, суглинок предпочтение отдают буру-ложки. Бур-ложка имеет стальной цилиндр со спиральной или продольной прорезью. Цена бурения метра скважины, используя трубу диаметром 168 мм, составляет от 2500 руб.
Эта статья — о компании Royal Dutch Shell. Группа была создана в 1907 году путём объединения Royal Dutch Petroleum Company и The Shell Transport and Trading Company Ltd. Это слияние, в основном, было обусловлено необходимостью конкуренции на мировом рынке с американской компанией Standard Oil. В феврале 2016 Royal Dutch Shell завершила поглощение британской BG Group, о котором было объявлено в апреле 2015 года.
Сумма сделки составила 70 млрд долларов США. Royal Dutch Shell — доступ к запасам сжиженного природного газа, на добыче которого специализировалась британская компания. Материнские компании владели акциями холдинговых компаний концерна — голландской Шелл Петролеум Н. Летом 2005 акционеры Royal Dutch Petroleum Company и The Shell Transport and Trading Company Ltd одобрили слияние материнских компаний в одну компанию со штаб-квартирой в Нидерландах. 2010 года находились в свободном обращении. Джон Керр, возглавлявший компанию Shell Transport and Trading с 2002 года и группу директоров в период объединения активов Shell и Royal Dutch, с 2006 по 2012 год являлся заместителем председателя совета директоров и старшим независимым директором Ройял датч Шелл. Shell ведёт геологическую разведку и добычу нефти и газа в более чем 80 странах мира.
Также Шелл полностью или частично владеет более 30 нефтеперерабатывающими заводами. В частности, компании принадлежит один из крупнейших в Европе нефтеперерабатывающий завод Pernis в Нидерландах мощностью 10 000 т в сутки, завод Стэнлоу в Великобритании мощностью 12 млн т в год, три НПЗ во Франции общей мощностью 40 790 т в сутки. Общая численность персонала компании на 2011 год — около 90 тыс. Shell стала одной из первых мировых нефтяных компаний, которая в 1970-е гг. Использование сценариев позволяет компаниям выстраивать свою стратегию развития, управлять рисками, предугадывать и понимать динамику изменений на нефтегазовых рынках. Royal Dutch Shell — один из крупнейших иностранных инвесторов в России по объёму вложений.
Бизнес Shell Retail вышел на украинский рынок в 2007 г. С тех пор сеть АЗС под брендом Shell управляется Royal Dutch Shell. Shell Retail Ukraine географически входит в кластер Центральной и Восточной Европы Shell Downstream Retail. На сегодняшний день сеть АЗС Shell насчитывает 132 станции в 18 регионах Украины. В Shell в Украине работает более 1600 человек.
Shell в течение многих лет пыталась получить государственное разрешение на бурение в водах Аляски. Прежде чем начать разработку месторождений, ей требуется получить еще ряд разрешений от различных ведомств. К примеру, от порта города Сиэттл, где швартуются танкеры компании. На возражения экологов против присутствия Shell в регионе, в министерстве внутренних дел заявили, что очень тщательно просмотрели технические вопросы заявки Shell на бурение. Brent Spar, миллионы водителей бойкотировали бензозаправочные станции корпорации, пока концерн не уступил.
Http://agatange. fr/burenie-nachat-skvazhin/
Проект реализован в рамках соглашения с АО «Корпорация развития Дальнего Востока», объем инвестиционных вложений составил 550 тысяч рублей.
Московский экспортный центр запускает пилотный проект по продвижению продукции столичных производителей на мировых электронных торговых площадках. Об этом объявил руководитель Департамента науки, промышленной политики и предпринимательства г. Москвы Алексей Фурсин на конференции «Москва – территория экспорта», прошедшей 16 апреля в Цифровом деловом пространстве.
Эта армия роботов разбирает более 200 000 посылок в день. Ошибки при сортировке исключены на 100%. Роботы сканируют код на посылке и определяют ее место назначения. Подзаряжаются роботы самостоятельно, так как сортировка идет 24 часа в сутки.
13 апреля на базе Технопарка АО «НПО «ЦНИИТМАШ» (входит в машиностроительный дивизион Росатома – Атомэнергомаш) пройдет совместное заседание межведомственного координационного совета коллегии ВПК РФ по развитию производства медицинских изделий в организациях оборонно-промышленного комплекса и Экспертного совета при Комитете Госдумы по экономической политике
Группа GEFCO, мировой поставщик услуг по обслуживанию цепей поставок для промышленных предприятий и европейский лидер в сфере автомобильной логистики, празднует 15 лет деятельности в России. За это время компания стала одним из ведущих игроков рынка автомобильной логистики, получила лицензию таможенного брокера, расширила спектр услуг с перевозки готовых автомобилей и компонентов до организации ко.
В столице Вьетнама Ханое начала свою работу 28-я ежегодная международная отраслевая выставка Vietnam Expo 2018, в которой Россия участвует на правах почетного гостя.
Http://promvest. info/ru/dictionary/neftepererabatyivayuschiy-zavod-npz-refinery/
В прошлых выпусках нашей рубрики мы уже рассказывали вам о пути башкирской нефти от скважины (когда я работал помощником бурильщика) до бензобака автомобиля (тогда меня временно поставили оператором АЗС). Сегодня мы расскажем про промежуточный этап, когда нефть превращается в топливо. Для этого я приехал в филиал ОАО АНК « Башнефть », на завод «Башнефть – УНПЗ ».
Представьте себе огромный перекресток, по которому туда-сюда ездят сотни автомобилей. На посту стоит регулировщик, который направляет все эти потоки так, что-бы всем было хорошо и комфортно. Примерно то же самое делает на заводе оператор товарный, им я сегодня и работаю.
Задача товарного оператора – правильно распределить отгрузку готового нефтепродукта по потребителям. Что-то трубопроводным транспортом, что-то – железной дорогой или водным транспортом. Условно говоря, это заключительный этап нефтепереработки.
На мониторе горит схема труб, резервуаров и задвижек, совсем как в компьютерной игре. Сейчас начальник ставит задачу перегнать содержимое одного резервуара в другой. Неопытному человек все сразу понятно – там же прямой путь, открыл задвижку, да и все дело. Но профессионалы возразят – не получится так, по-другому это делается. И мой новый босс, начальник товарной группы товарного производства Зуфар Габитов, показывает мне правильное решение этой задачки.
– Физику в школе изучал? Чтобы что-то пошло, трубе нужен насос, а он вот тут. Открываем эту задвижку, другую закрываем и вот что получается, – говорит он.
Посмотрите на видео сами – по технологии получается, что нефтепродукт делает несколько больших крюков и только после попадает в нужную трубу. Так что короткий путь – не всегда лучший!
Такие логические задачи операторы товарные решают целый день и каждую минуту. Поэтому это единственная из знакомых мне специальностей, у которых официально нет обеда. Но и на работу они приходят на восемь часов, а не на девять, как все мы. Перекусывать же они ходят в соседнюю комнатку, когда есть свободные 10-15 минут. Кстати, с собой ничего приносить не нужно – обеды им привозят централизованно! Перекусил – и снова решать головоломки.
Современные технологии позволяют управлять многими механизмами на расстоянии, операторы могут закрыть любую задвижку и выключить любой насос простым кликом компьютерной мыши. Это так же просто, как папку на рабочем столе открыть. Но если, к примеру, мороз на улице, операция очень ответственная или произошел отказ автоматики, то нужно это сделать вручную. Тогда товарный оператор покидает уютную комнату и бежит к вентилям. Тут тоже есть два варианта: для штатных ситуаций предусмотрена кнопка включения: нажал и все само заработало, а в непредвиденной ситуации можно и вручную все открыть или закрыть, только последние годы такой необходимости никогда не было. Около вентилей в разные стороны идет несколько труб. В зависимости от того, открыт вентиль или нет, нефтепродукты уходят в одну или другую сторону.
– Когда будешь включать насос, обязательно наушники надень, а то рев такой будет, – советует мой коллега, оператор товарный четвертого разряда Азамат Байрамгулов.
Азамат, несмотря на свой возраст – а ему всего 24, очень уверен в себе, хорошо разбирается в своем деле. После школы его родители-педагоги настаивали, чтобы он, золотой медалист физико-математического лицея, пошел в авиационный университет, а он тайком сдал документы еще и в нефтяной. И прошел. Говорит, что мечтал работать по этой специальности еще со школьной скамьи, и очень рад, что сделал такой выбор. Сейчас он успевает работать и учиться в аспирантуре института проблем транспортировки энергоресурсов, увлекается горными лыжами, путешествиями. Он очень толковый парень, реалист и знает, чего хочет. Я уверен, когда-нибудь станет министром промышленности. Ну или директором завода, вот проверим лет через двадцать.
Я щелкаю переключателем. Все получилось, нефтепродукты пошли, куда положено. А гул и вправду сильный, без защиты ушей быстро оглохнуть можно.
В отличие от всех моих прошлых трудовых десантов, в этот раз пришлось гораздо больше думать головой, чем делать что-то руками. Этим профессия и интересна!
Попасть на территорию завода без специального разрешения не удастся и экскурсии школьников здесь редко проходят. Иначе детям обязательно показали бы старейший насос, который работает еще на пару. Судя по табличке, он американского производства, судя по внешнему виду – очень старый, лет шестьдесят ему, как минимум. Но он еще в рабочем состоянии и при необходимости может послужить предприятию. А само здание, где он установлен – старейшее из сохранившихся, построено оно еще в конце тридцатых годов прошлого века, ровесник всей нефтепереработки республики, которая в этом году отмечает свой 75-летний юбилей.
Http://www. ryazan. kp. ru/daily/26159/3047013/
Организационная форма: ОАО «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод – НК АЛЬЯНС».
Мощность завода по переработке нефтяного сырья – 4,35 млн. тонн в год. Сырье – Западно-Сибирская нефть – поставляется по системе магистральных нефтепроводов до станции Зуй (пос. Мегет Иркутской области), либо до ст. Уяр (Красноярский край), и далее железнодорожным транспортом доставляется в Хабаровск. Выработанная продукция реализуется сбытовыми предприятиями НК «Альянс» потребителям Хабаровского и Приморского краев, ЕАО, Амурской, Магаданской, Камчатской областей, а также экспортируется в Китай и другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона.
Решение о строительстве Хабаровского нефтеперерабатывающего завода было принято в соответствии с постановлением Совета Труда и Обороны в 1930 году и начато по приказу треста «Сюзнефть» от 27 сентября 1930 года. Принять такое решение руководство страны подтолкнуло индустриальное развитие Дальнего Востока и Восточной Сибири, требовавшее все больше топлива для автомобилей, тракторов, самолетов, кораблей и котельных.
Начавшееся В январе 1931 года строительство было объявлено ударной стройкой, на которую съезжались люди со всей страны.
Был произведен пуск комбинированной крекинг-установки, получена первая продукция: автобензин, тракторный керосин (лигроин), моторное топливо, мазут. С этого момента начинается история завода.
Поначалу сырье доставлялось на завод самоходными баржами с Сахалина через Татарский пролив, затем по Амуру до Хабаровска. Поэтому сроки доставки сырья весьма жестко ограничивались по времени, завися от навигации.
В технологическом плане очень современное по меркам того времени предприятие постоянно обновляло свои мощности.
В 1939 году была закончена реконструкция установки №1, производительность которой увеличилась в 2,5 раза, повысился процент отбора светлых нефтепродуктов. Эффект от внедрения рационализаторских изобретений заводчан в 1939 году превысил 500 тыс. рублей. В этом же году была введена в строй асфальтовая (битумная установка).
В 1941 году на предприятии было внедрено более 150 рационализаторских предложений, эффект от их внедрения превысил 1 млн рублей. В этот год на ХНПЗ был с создан спеццех (состоял полностью из женщин) по изготовления пробок к ручным гранатам и артснарядам. Состав сырья для пробок разрабатывался в лаборатории завода.
В 1942-1943 годах было освоено производство смазочных масел для сельскохозяйственных нужд Дальнего Востока страны.
Несмотря на тяжелые военные условия, работа не останавливалась и завод приносил прибыль государству. В 1941 году – 10 млн рублей, в 1944 – свыше 20 млн рублей. В 1945 году выпуск нефтепродуктов вырос в сравнении с 1935 годом в 3,5 раза.
В 1948 году заводу было присвоено название «Хабаровский крекинг-завод им. С. Орджоникидзе».
В 1950 году ХНПЗ перешел на работу с сернистой нефтью из районов второго Баку, поставляемой по железной дороге, что позволило сменить сезонный характер работы на круглогодичный.
В 1955 году Хабаровский крекинг-завод им. С. Орджоникидзе был переименован в «Хабаровский нефтеперерабатывающий завод им. С. Орджоникидзе».
В 1956 году начал работу блок стабилизации крекинг-бензинов и установка по очистке сжиженного бытового газа, что стало Началом газификации Хабаровского края.
В результате технических и технологических преобразований к середине 60-х годов производство светлых нефтепродуктов выросло с 9 до 50%, выпуск нефтебитума с 1951 по 1965 годы увеличился в 11,4 раза, выработка сжиженного газа с 1961 по 1965 – в четыре раза.
В 1965 году была введена в строй электрообессоливающая установка (ЭЛОУ) взамен установки термохимобессоливания. Впервые в отрасли освоен выпуск трансформаторного масла для Биробиджанского завода силовых трансформаторов на установке непрерывной очистки масляного дистиллята в электрическом поле высокого напряжения. Макет установки в 1966 году демонстрировался на ВДНХ СССР.
С 1969 по 1973 годы на заводе было построено и введено в эксплуатацию новых установок и других объектов почти в два раза больше, чем за все предыдущие годы.
В 1973 году – построена установка каталитический риформинг – ЛГ-35-11/300-95, в результате чего впервые на Дальнем Востоке был начат выпуск высокооктановых бензинов.
С 1971 по 1980 годы объем производства продукции увеличился в 2,1 раза, вдвое возросли переработка нефти и производительность труда.
В 1981 году была построена установка улавливания и утилизации углеводородных газов с технологических объектов, имеющая большое природоохранное значение. В 1988 году введена в эксплуатацию установка ЭЛОУ-АВТ взамен морально и физически устаревшей установки АВТ-2, позволившая довести мощность предприятия по переработке нефти до 4,5 млн. тонн в год.
В 1989 – 1991 годах ХНПЗ получил право на самостоятельный экспорт и начал реализовывать за рубеж до полумиллиона тонн продукции в год.
В 1994 году при возможной мощности в 4,7 млн тонн было переработано всего 1,925 млн тонн. Снижение объемов производства было связано с падением платежеспособного спроса со стороны российских предприятий. Кроме того, продукция ХНПЗ не выдерживала конкуренции с импортом – слишком высокие цены на нефть и на железнодорожные перевозки делали ее дорогой, а устаревшее оборудование и отсталость технологических процессов (износ основных фондов ХНПЗ к середине 90-х годов составлял более 85%) не позволяли выпускать в достаточных количествах наиболее востребованными виды топлива – высокооктановые бензины. Ситуацию усугубляли неплатежи отечественных предприятий.
В июне 1995 года из-за фиксированного курса рубля цены на нефтепродукты на мировом рынке стали ниже внутрироссийских, экспорт был прекращен. Резко упали производственные показатели. В этот период стратегической целью предприятия была провозглашена реконструкция производства.
В 1997 году – введена в эксплуатацию новая нагревательная печь вертикально-факельного типа ПВ-1 взамен трех морально и физически устаревших печей шатрового типа.
В 1998 году совместно с японскими специалистами был подготовлен план реконструкции, общей стоимостью 400 млн долларов. Однако на строительство новой установки денег не было. На заводе начали думать над тем, как реконструировать существующую. Обновленный риформинг заработал 23 июля 1998 года, выдав первый на Дальнем Востоке неэтилированный высокооктановый бензин марки АИ-93 и АИ-95. Предприятие потратило на это вместо 100 млн долларов всего 12 млн рублей. Так же была построена и выведена на режим установка АГФУ по выпуску сжиженного газа пропан-бутана взамен старой, морально и физически устаревшей. Вслед за пуском реконструированного риформинга произошел дефолт. Из-за обвала рубля цена импортного топлива выросла в разы, стал сверхвыгодным экспорт, на заводе образовалась очередь из желающих купить продукцию по предоплате и даже за наличные деньги. С тех пор ХНПЗ вернул свои позиции на рынке Дальнего Востока и сохраняет их до сих пор.
В 2000 году ХНПЗ вошел в состав «Группы Альянс», что позволило предприятию избавиться от проблем поиска сырья и сбыта готовой продукции. Из-за низкой глубины переработки нефти (54,4%) и изношенности оборудования, Компанией было принято решение о проведении генеральной реконструкции завода, для чего разработали и приняли соответствующую комплексную программу. НаПервом этапе реконструкции, в 2000-2007 годах, в техническое перевооружение ХНПЗ было инвестировано около 3,3 млрд рублей.
2001 год: выполнена реконструкция основной установки первичной переработки нефти (АТ) для увеличения отбора светлых нефтепродуктов; осуществлено строительство и введена в эксплуатацию установка изомеризации бензинов производительностью 108 тыс. тонн в год, позволившая ХНПЗ первым на Дальнем Востоке освоить выпуск высокооктановых бензинов, которые по основным своим параметрам соответствуют стандарту Евро-4; введен в эксплуатацию блок моноэтаноловой очистки газа на абсорбционно-газофракционирующей установке (АГФУ).
2005 год : введена в эксплуатацию установка «Флоттвег» по переработке нефтешламов, что позволило решить проблему утилизации накопившихся на территории завода отходов; введена в эксплуатацию современная технологическая парокотельная производительностью 100 тонн пара в час; введены две очереди сырьевых резервуаров общим объемом 80 тыс. тонн.
2006 год : введен в эксплуатацию комплекс эстакады налива светлых нефтепродуктов на 44 вагоно-цистерны.
2007 год : введена в эксплуатацию эстакада налива тёмных нефтепродуктов; осуществлена реконструкция очистных сооружений завода. В результате совместных испытаний специалистов Хабаровского нефтеперерабатывающего завода и испытательной лаборатории Shell Global Solutions (Гамбург), в октябре, на фирменных автозаправках НК Альянс, появился автобензин «АИ-95 – зимний», который значительно улучшает холодный запуск и увеличивает срок службы двигателя автомобиля. Начат выпуск новых автобензинов АИ-95 и АИ-98 с фирменной приставкой «GreenEco». Новое топливо – результат совместной работы с международным концерном BASF, обладает чистящим эффектом, снимает отложения в системе топливоподачи и двигателе старого автомобиля, что в результате снижается расход топлива на 3 % (в год порядка 70 литров). Проведенная модернизация и реконструкция позволила ХНПЗ расширить ассортимент производимой продукции более чем до 20-ти наименований.
В ноябре 2007 года между ОАО НК «Альянс» и испанской компанией Técnicas Reunidas в рамкахВторого, основного, Этапа генеральной реконструкции был подписан контракт на проектирование, поставку технологического оборудования и строительство «под ключ» комплекса гидрогенизационных процессов стоимостью 1,3 млрд долларов США. В настоящий момент на заводе активно ведутся работы по строительству комплекса.
С момента вхождения в структуру «Альянса», на ХНПЗ осуществляется программа генеральной реконструкции, согласованная с Правительством Хабаровского края и являющаяся одной из приоритетных составляющих Стратегии социально-экономического развития Хабаровского края.
На первом этапе реконструкции, в 2000-2008 гг., в техническое перевооружение ХНПЗ инвестировано около 3,3 млрд. рублей. В этот период:
- выполнена реконструкция основной установки первичной переработки нефти (АТ) для увеличения отбора светлых нефтепродуктов; осуществлено строительство и введена в эксплуатацию установка изомеризации бензинов производительностью 108 тыс. тонн в год, позволившая ХНПЗ первым на Дальнем Востоке освоить выпуск высокооктановых бензинов с улучшенными эксплуатационными характеристиками (GreenEco); введен в эксплуатацию блок моноэтаноловой очистки газа на абсорбционно-газофракционирующей установке (АГФУ); введена в эксплуатацию установка «Флоттвег» по переработке нефтешламов, что позволило решить проблему утилизации накопившихся на территории завода отходов; введена в эксплуатацию современная технологическая котельная производительностью 100 тонн пара в час; введены две очереди сырьевых резервуаров общим объемом 80 тыс. тонн; введен в эксплуатацию комплекс эстакады налива светлых нефтепродуктов на 44 вагоно-цистерны; введена в эксплуатацию эстакада налива тёмных нефтепродуктов; осуществлена реконструкция очистных сооружений завода.
Проведенная модернизация и реконструкция позволила ХНПЗ расширить ассортимент производимой продукции до более чем 20-ти наименований, в том числе:
- автомобильные бензины (Регуляр Евро-92/4, Премиум-95/4, Супер Евро-98/4); дизельные топлива (летнее, зимнее, арктическое, судовое); авиационный керосин; мазут топочный, флотский; нефтебитумы (дорожный, кровельный, строительный); гудрон; сжиженный газ.
- объем переработки нефти на ХНПЗ составил 2,99 млн. тонн; глубина переработки – 61,98 %; выручка от реализации товарной продукции (без учета налогов) превысила 42,2 млрд. руб.
На предприятии занято свыше 1,3 тыс. человек (средняя численность 2009 года – 1333 чел., ожидаемая 2010 года – 1344 чел.), средняя заработная плата которых в 2009 году составила 28 803 руб. (ожидаемая 2010 года – 33 386 руб.).
В настоящее время ХНПЗ осуществляет работы в рамках второго, основного, этапа генеральной реконструкции, завершение которого планируется в 2012 году. На этом этапе, суммарной стоимостью свыше 1 млрд. долл. США, реализуются два масштабных проекта, Проект 800 и Проект 190.
Проект 800 – это строительство на ХНПЗ «под ключ» комплекса гидрогенизационных процессов. Подрядчиком по Проекту 800 выступает международная инжиниринговая компания Técnicas Reunidas (штаб-квартира в Испании), контракт с которой был подписан в ноябре 2007 года. Комплекс гидропроцессов (комплекс ГКГО) включает установки:
- гидроочистки авиационного керосина и дизельного топлива (1180 тыс. тонн в год); гидрокрекинга вакуумного газойля (506 тыс. тонн в год); производства водорода (21 тыс. тонн в год); получения гранулированной серы (новой для завода продукции, 13,4 тыс. тонн в год).
Стоимость комплекса ГКГО – 822,6 млн. долл. США, планируемый срок окончания строительства – 15 июня 2012 г. На строительстве задействовано одновременно до 1000 рабочих и специалистов. С вводом комплекса в эксплуатацию численность технологического персонала ХНПЗ увеличится на 146 человек.
По состоянию на октябрь 2010 года, на ХНПЗ поставлено основное оборудование и установлены на фундаменты реакторы и колонны установок гидроочистки, гидрокрекинга и установки по производству водорода, заканчивается строительство промежуточного резервуарного парка, ведутся работы по монтажу технологических и межцеховых коммуникаций.
В производственных процессах комплекса ГКГО будут применены передовые технологии по лицензиям ведущих международных компаний Shell, Foster Wheeler, Technip KTI.
Одновременно со строительством комплекса ГКГО, в период до 2012 года ХНПЗ собственными силами и с привлечением российских подрядчиков реализует Проект 190, включающий:
- переоборудование действующих производств и объектов общезаводского хозяйства для обеспечения работы комплекса ГКГО; · реконструкцию установки каталитического риформинга; строительство установки висбрекинга мощностью 750 тыс. тонн в год с сырьевым блоком вакуумной переработки мазута мощностью 1,8 млн. тонн в год.
По состоянию на октябрь 2010 года, введена в эксплуатацию первая очередь новой установки химводоподготовки для получения умягчённой воды, подаваемой на котельные завода для выработки пара; ведётся строительство второй очереди для производства деминирализованной воды для установки по производству водорода комплекса ГКГО.
В марте – апреле 2010 года проведена реконструкция установки каталитического риформинга, в рамках которой был выполнен комплекс мероприятий, обеспечивших не только повышение надёжности работы установки, но и увеличение её производительности до 350 тыс. тонн в год.
В ноябре 2010 года завершено строительство нового блока электрообессоливания нефти на установке первичной переработки. С его вводом в эксплуатацию будет демонтирована старая установка ЭЛОУ, на площадке которой предусматривается монтаж установок вакуумной перегонки мазута и висбрекинга гудрона.
В 2010 году продолжено строительство новой бойлерной, начато строительство реагентного хозяйства трансформаторной подстанции НПЗ-2 для обеспечения электроэнергией объектов комплекса ГКГО, продолжается монтаж новой ЛЭП 110кВ. Ввод в эксплуатацию этих объектов планируется во втором полугодии 2011 года.
Результатом генеральной реконструкции станет переоснащение ХНПЗ в передовое предприятие, работающее в полном соответствии с требованиями технического регламента, вступившего в силу с 22 января 2009 года. Весь объем производимых моторных топлив будет также соответствовать действующим и перспективным международным стандартам, что обеспечит конкурентоспособность продукции ХНПЗ на внутреннем и внешнем рынках.
- выпуск светлых нефтепродуктов увеличится на 25%, глубина переработки нефти превысит 90%; качество автобензинов и дизтоплива будет соответствовать стандарту Евро-4 (а в перспективе – Евро-5); будет освоен выпуск нового для ХНПЗ вида продукции, авиационного топлива международного стандарта (Jet A-1), что позволит обеспечить топливо-заправочный комплекс Хабаровского аэропорта, на базе которого будет создан мультимодальный транспортно-логистический узел («хаб») федерального и международного значения; улучшится конкурентная среда на рынке нефтепродуктов Дальнего Востока, обеспечится растущий спрос на высококачественные моторные топлива за счет отечественного производства; значительно снизится нагрузка предприятия на окружающую среду (валовый выброс загрязняющих веществ в атмосферу сократится в 1,5 раза, остаточное содержание нефтепродукта в сточных водах – в 5,7 раз).
Интегральный показатель технологической сложности завода, индекс Нельсона, почти утроится и достигнет 9,9. Это будет самый передовой уровень нефтепереработки по отрасли в целом.
Дальнейшее повышение эффективности производства будет обеспечено за счет сокращения затрат на транспортировку нефтяного сырья. В январе 2010 года НК «Альянс» получила от оператора магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» технические условия на подключение ХНПЗ к строящейся трубопроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан».
Программа коренной реконструкции ХНПЗ позволит не только существенно нарастить мощность предприятия по выпуску высокотехнологичной продукции с высокой долей добавленной стоимости, но и внести существенный вклад в социально-экономическое развитие края и Дальневосточного региона в целом.
Номенклатура продукции ОАО «Хабаровский НПЗ» по состоянию на 10.01.2011 г.
Http://torgoil. com. ua/npz-sng/oao-%C2%ABhabarovskiy-neftepererabatyvayuschiy-zavod-nk-alyans%C2%BB/pechat. html