Переработка нефти в россии – Технологии и товары

Главные проблемы нефтяной российской отрасли ярко проявились во время кризиса 2009-го и 2015-го года. Уже в 2010-м было отмечено значительное сокращение объемов работ, направленных на перспективное развитие, и в первую голову это коснулось сейсмических исследований и разведочного бурения. Целый ряд отечественных нефтяных компаний не только заморозил некоторые перспективные программы, но также разорвал заключенные на них контракты.

К примеру, сейсмические работы сократились практически на четверть. Такого рода проблемы появились не только компаний небольшого масштаба, но и у крупных игроков отечественного нефтяного рынка, таких, как «Татнефть». Объемы работ по разведочному бурению снизились практически вдвое, и по сути их продолжали только две российские компании «Сургутнефтегаз» и «Роснефть». Однако, государство поддержало отрасль в это нелегкое время, и ситуация постепенно стабилизируется (в основном, за счет госзаказа).

Главным поставщиком российского «черного золота» по-прежнему остается Западная Сибирь, однако основные объемы работ в этом регионе направлены не на разведку и разработку новых месторождений, а на поддержание добычи на старых. Похожая ситуация складывается и на Урало-Поволжье, где падение объемов добычи началось еще в докризисный период.

Возможно такое развитие ситуации, что проекты по разработке месторождений, содержащих тяжелые высоковязкие нефти, из-за высокой их себестоимости будут заморожены.

Особенно сильно проблемы нефтедобычи касаются такого российского региона, как Восточная Сибирь, где становление этих добывающих районов только начинается, и находится на этапе первоначальных капвложений.

Бурение в этих краях выходит значительно дороже, чем в Западной Сибири, а добывающая и сопутствующая инфраструктуры развиты слабо. В сложившейся ситуации главные надежды возлагаются на «Газпром», владеющий тендером на разведку полезных ископаемых на территории Республики Саха (Якутии).

На Тимано-Печорских месторождениях ситуация такова: в регионе есть хороший потенциал для дальнейшего развития, поскольку имеются удобные выходы на экспортные пути. Однако, основная часть углеводородных запасов расположена в труднодоступных районах, в число которых входят прибрежная зона и её шельф.

Помимо этого, многим месторождениям этого региона требуется серьезная доразведка и значительный объем подготовительных работ.

Кризис стал серьезной помехой для амбициозных планов бурного развития отечественной нефтедобычи, поскольку компании этой отрасли столкнулись с серьезной нехваткой средств. В связи с этим, они были вынуждены буквально в разы сократить перспективное финансирование и остановить многие программы по расширению и модернизации производства.

Основным способом выживания в этот сложный период стали усилия по:

сохранению базовых мощностей, диверсификации линейки предоставляемых услуг; поиск возможности снижения цен в разумных пределах, сохраняя при этом качество работ и оказываемых услуг.

нерациональное использование недр, связанное с низким уровнем извлечения из них природных ресурсов, а также неудовлетворительная работа большей части нефтяных компаний, направленая на воспроизводство минерально-сырьевой базы, которое в настоящее время не входит в основные задачи развития нефтедобычи; значительное замедление интенсивности роста и снижение объемов добычи нефти (в 2008-2009 годах впервые за всю историю российской добывающей промышленности наметилась устойчивая тенденция у уменьшению объемов добываемых полезных углеводородов); неудовлетворительная работа по решению проблем, связанных с утилизацией и квалифицированным использованием НПГ (нефтяного попутного газа); каждый год в России сжигается НПГ в объеме почти 20 миллиардов кубометров, что значительно увеличивает количество вредных атмосферных выбросов (за период с 2000-го по 2008-ой годы годовой объем таких выбросов вырос в 2,2 раза); высокая изношенность основных фондов нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, что приводит к получению нефтепродуктов низкого качества (для примера скажем, что большая часть отечественных НПЗ изношенность основных фондов доходит до 80-ти процентов); более того, за два последних десятилетия в России не построили ни одного современного крупного нового (реконструкция ОАО «ТАИФ-НК» – исключение); российские НПЗ применяют устаревшие технологии нефтепереработки, которые являются весьма энергоемкими и экологически несовершенными, а доля дополнительных углубляющих процессов (таких, как каталитический и гидро – крекинги и коксование) в устоявшихся технологических схемах нефтепереработки крайне невелика, вследствие чего уровень конверсии углеводородного сырья в нефтепродукты повышенной ценности весьма невысок; слабое применение современных инновационных технологий, связанных с повышением эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми природными запасами (нефти с повышенной вязкостью и природные битумы) и повышением их доли в общей минерально-сырьевой базе российского нефтяного комплекса, а также связанных с разработкой расположенных на шельфе месторождений и горизонтов с большой глубиной залегания, которые расположены в районах с развитой нефтедобывающей инфраструктурой.

Стоит сказать, что несмотря на существующие проблемы, российская нефтяная промышленность способна обеспечить внутреннюю экономику нефтепродуктами удовлетворительного качества, хотя ни пока и уступают зарубежным аналогам.

Главная проблема существующих российских НПЗ – необходимость скорейшей модернизации и обновления используемого оборудования, а также машинного парка и применяемых технологических процессов, с целью довести их до уровня современных мировых стандартов.

Новые технологии и новое оборудования крайне необходимы, поскольку применяемые в настоящее время технологические схемы устарели и физически, и морально. Более совершенные с технической точки зрения и более безопасные с точки зрения экологии процессы безотходной переработки углеводородного сырья позволят значительно повысить глубину нефтепереработки, а значит, и количество получаемых с единицы сырья нефтепродуктов.

Для решения ключевых проблем нефтепереработки в России необходимо сделать следующее:

предпринять все меры по максимальному углублению переработки нефтяного сырья путем внедрения технологических производственных процессов с минимизацией количества получаемых отходов; эти инновации позволят получать из тяжелых остатков нефтепереработки экологически чистое моторное топливо высокого качества, что значительно повысит эффективность использования сырья; усилить работу по дальнейшему повышению качественных характеристик нефтепродуктов; максимально повысить эффективность применяемых технологических процессов с помощью модернизации существующих производств и применения более совершенных технологических схем, а также путем разработки и последующего внедрения интенсивных энерго – и ресурсосберегающих технологий с применением разного рода катализаторов; уделить особое внимание опережающему развитию производства сырья для предприятий нефтехимической отрасли; активнее внедрять технологии, позволяющие увеличить объемы переработки природных газов, газовых конденсатов и прочих альтернативных источников, из которых можно получать углеводороды и моторные топлива.

При планировании стратегии развития российского нефтяного комплекса нельзя не уделить внимание его транспортной инфраструктуре.

К современным задачам оптимизации этой инфраструктуры относятся:

обеспечение транспортировки сырья из новых центров нефтедобычи, которые расположены на шельфе Каспийского моря, в Восточной Сибири, в Республике Саха (Якутии), а также на шельфе острова Сахалин, учитывая постепенное снижение объемов сырья, которое добывают в европейской части страны (на Кавказе, в Башкортостане и в Татарстане); формирование новых перспективных экспортных путей для более эффективной и менее затратной транспортировки отечественного углеводородного сырья и продуктов его переработки; увеличение мощностей морских экспортных нефтеналивных терминалов; создание резервных транспортных мощностей с целью обеспечения транзита углеводородов по российской магистральной трубопроводной системе.

При рассмотрении современных проблем отечественной нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли, нельзя не упомянуть и проблемы экологического характера. И возникают они, прежде всего, в процессе извлечения природных углеводородов мест их естественного хранения, в которых они вреда окружающей среде не наносят.

Нет никаких свидетельств того, что находящаяся под землей нефть нанесла какой-нибудь ущерб экологии самостоятельно, без участия человека. Её естественные разливы столь незначительны, что их принимать в расчет не стоит. Да и вызваны они зачастую человеческой деятельностью.

Обвинять во всех экологических проблемах, связанных с нефтью и нефтепродуктами, только лишь добывающую и перерабатывающую нефть промышленность, было бы не совсем корректно. Вред природе наносят не только процессы бурения, прокладка магистральных нефтепроводов или вредные выбросы НПЗ. Весьма существенно вредят окружающей среде аварийные разливы сырой нефти, происходящие на водных поверхностях и на почве. Значительный экологический ущерб наносят сбрасываемые судами в водоемы мазуты и прочие виды топлива.

Кроме того, вред от выбросов. Происходящих в процессе сжигания котельного топлива на ТЭЦ или автомобильного – в процессе эксплуатации личного автотранспорта, с нефтяной промышленностью точно никак не связан, поэтому искать причины всех экологических бед только в нефтяной отрасли нельзя. К проблемам такого рода нужен комплексный подход, учитывающий все источники нефтяных загрязнений.

Если же брать сферу нефтедобычи и нефтепереработки, то здесь вредные воздействие на окружающую среду возникают при непосредственном контакте экосистемы с нефтью, возможные в процессе:

В процессе добычи нефтяного сырья проблемы экологического характера появляются практически сразу, и начинаются они вырубки деревьев и уничтожения прочих видов зеленых насаждений, которая производится с целью расчистки места для бурового оборудования. Одновременно происходит засорение зачищаемого участка продуктами человеческой жизнедеятельности, отходами производства, остатками используемых материалов и поднятым из-под земли грунтом.

Помимо самого бурильного участка, вред наносится и прилегающей территории, которая используется рабочим персоналом для личных нужд. Кроме того, к месту, где ведут разработку месторождения, подводятся дороги и прокладываются трубопроводы, что также наносит ущерб природе. И это – только начало.

После того, как добыча сырья началась, наносимый окружающей среде ущерб возрастает в разы. Первое – это разливы нефти-сырца, причем как аварийные, так и предусмотренные технологией добычи. Почва и водные источники надземного и подземного типа загрязняются настолько, что для их восстановления требуются годы.

Возникающие в процессе добычи подземные пустоты вызывают движение грунтов, вследствие которого возникают провалы почвы и её смещение, что приводит к почвенной эрозии.

В процессе нефтедобычи и последующей подготовки сырья для транспортировки появляется большое количество нефтяных отходов, утилизация которых сопряжена с существенными трудностями. Хранятся они в основном в земляных амбарах, что загрязняет значительные участки земной поверхности.

Стоит упомянуть и про аварийные разливы в процессе транспортировки с промысла до магистральной трубопроводной системы, а также про отработанные бурильные и очистные стоки, вред от которых – колоссален.

В результате природа вокруг нефтяных промыслов получает такой вред, что необходимо очень долгое время для её естественного восстановления.

Http://neftok. ru/dobycha-razvedka/problemy-neftedobychi. html

Описан вопрос вторичной переработки нефти в России и ее экспорте в больших объемах. Освещена тема мощностей российских нефтеперерабатывающих заводов по сравнению с мощностями американский нефтеперерабатывающих заводов. Рассчитан пример, который в первом варианте показывает конечную прибыль от продажи нефтепродуктов, переработанных из одной тонны нефти, и во втором варианте рассчитан пример, который показывает прибыль от экспорта одной сырой тонны нефти. Посчитана разница между экспортом одной тонны сырой нефти и продажами нефтепродуктов, переработанных с этой же тонны. В результат чего, были даны рекомендации по поводу того, что России уже было бы не плохо начать экспортировать и продавать продукты вторичной переработки, а также несмотря на сложные экономические условия, продолжить работу по увеличению технологического перевооружения на нефтеперерабатывающих заводах.

Ключевые слова: экспорт нефти, доля нефти в ВВП, нефтедоллары, экономическая ситуация, НПЗ, вторичная переработка сырья, простаивающие мощности, дефицит вторичных мощностей, себестоимость российского бензина, технологический процесс, капитализация, геополитика, банковские счета, налоги, акцизы, затраты на переработку, производственные фонды.

«Гнать сырую нефть на оборудовании, оставшемся еще от советских времен, и загребать миллиарды долларов – что может быть прекрасней?!»

Ма сегодняшний день только ленивый не рассуждает о до–*^*быче и экспорте нефти, рекордных ценах на нее и сверхприбылях нефтяных компаний. Но мало кто говорит, почему ни одна страна, живущая за счет экспорта своих природных ресурсов, так и не выбилась в когорту развитых. У той же Бразилии или Аргентины, на первый взгляд, были все шансы превратиться в экономических гигантов. Но этого не произошло, и не произойдет в обозримом будущем. Россия, несмотря на заявления правительственных чиновников о том, что доля нефти в ВВП снижается, живет сегодня за счет экспорта нефти. Пресловутый стабилизационный фонд пополняется за счет нефтедолларов.

Окажись нефть не востребована на мировом рынке, Россия как государство просто перестанет существовать. И это не сценарий фильма-катастрофы, а реальная экономическая ситуация.

Загрузка НПЗ в среднем по России составляет всего около 70 %. Если задействовать простаивающие мощности, на деле кризис в отрасли это не устранит, а, напротив, усугубит. Дело в том, что первичная переработка дает лишь прямогонные бензин, дизтоп-

Рис. 1. Сравнительная диаграмма выхода ливо и мазут, кОТС)рые не светлых нефтепродуктов (Россия/США) предназначены для рознич-

Ной продажи и подлежат обязательной переработке. И вот на этом этапе возникает острый дефицит вторичных мощностей – а их загрузка составляет почти 100 %. В результате львиная доля продукции первичной переработки уходит на экспорт в виде полуфабрикатов по сниженным ценам.

Выход светлых нефтепродуктов, по которому судят об эффективности нефтепереработки, на российских НПЗ в среднем в 1,4-1,6 раза ниже, чем в США и Западной Европе (см. рис. 1).

Из одной тонны сырой нефти на российском НПЗ (нефтеперерабатывающий завод) получают 150 литров бензина, из которых 6 литров – высокооктановый (АИ-92, 95).

Из той же одной тонны нефти на американском НПЗ получают почему-то 430 литров бензина, и из них почти весь высокооктановый.

Явно видно, что американские НПЗ намного мощнее и технологичнее. Себестоимость российского бензина почти в 3 выше, чем в США. В России всего 28 нефтеперерабатывающих заводов. Оставшихся еще с советских времен. При этом износ основных производственных фондов отечественной нефтепереработки в настоящее время достигает 60-75 %.

Рассмотрим несложный пример для двух вариантов развития событий. Если страна экспортирует сырую нефть без дальнейшей переработки и, если страна перерабатывает свой ресурс на НПЗ. Расчет составлен в постоянных ценах (по состоянию на 15.08.2008

Вариант 1) В первом варианте вся добытая сырая нефть уходит на экспорт по схеме: Добыча – Транспортировка – Сбыт.

Вариант 2) Во втором варианте вся добытая сырая нефть уходит на переработку на НПЗ, по схеме: Добыча – Переработка – Транспортировка – Сбыт.

Ниже представлена принципиальная обобщенная схема переработки нефти (рис. 2). Пунктирными стрелками показаны возможные варианты экспорта/продаж энергетического топлива на различных уровнях переработки сырья.

Производственная программа выпуска продукции определена технологическим процессом и предполагает следующее соотношение исходного сырья и конечных продуктов переработки:

Затраты на переработку 1 тонны нефти при полной мощности составляют 2 100 рублей и включают в себя зарплату обслуживающего персонала с отчислениями, затраты на сертификацию, коммунальные услуги, электроэнергию и прочие эксплуатационные расходы.

51 150 руб. – прибыль от продаж нефтепродуктов с одной тонны сырой нефти.

Разницу подсчитать нетрудно, она составит 43 350 рублей. И эта разница только с одной тонны сырой нефти!

Из пример можно сделать вывод, что России было бы намного выгоднее экспортировать/продавать уже переработанное сырье. Более того, если учесть, что большинство российских НПЗ из тонны сырой нефти получают примерно 0,25 тонн бензина (из которых только 0,06 т – высокооктановый (АИ-92, 95)), а в США – свыше 0,43 т (высокооктановый). Имея такие же производственные мощности, как у США, наша прибыль с 1 т нефти со второго варианта расчета (Б) увеличилась бы почти в 3 раза.

Возникает естественный вопрос – почему российские компании не наращивают собственные перерабатывающие мощности, чтобы продавать на экспорт бензин, керосин, мазут и другие продукты переработки нефти?

Развивая переработку и экспорт конечного продукта, наши компании могли бы в разы повысить собственную капитализацию и на порядок увеличить доходы бюджета. Однако российские компании продолжают конкурировать между собой по росту добычи и экспорта нефти, а на вырученные деньги покупают перерабатывающие мощности в странах бывшего Советского Союза и Восточной Европы. В то время, как российские НПЗ загружены в среднем на 40-60 %. Выручка же от переработки и продажи конечного продукта в Россию чаще всего не возвращается, а оседает на различных банковских счетах или идет на финансирование проектов, таких, как покупка компанией АЗС на территории тех же США.

Если рассматривать уже "бензиновый вопрос" через призму геополитики, то здесь не обошлось без вездесущих американцев, именно их компании снимают в мире львиную долю прибыли от переработки. Шутка ли сказать, ежегодно США импортируют 1 млрд т сырой нефти, для чего им требуется дешевая сырая нефть из России. И эту нефть все в больших коли-

Чествах готовы предоставлять Российские компании. Но соответствует ли такая политика интересам России?

1. Басниев К. С. ЭНЦИКЛОПЕДИЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ – М.: Акционерное общество ТВАНТ", 1994.-684 с

2. Кокотчикова Е. Н. «Макроэкономическое значение нефтегазового комплекса в экономике России», монография, ГАНГ, М. 1996.

3. Леффлер У. Л. / Перевод: З. П. Свитанько, Переработка нефти -224 стр. научно-популярное описание процессов переработки нефти на современном нефтеперерабатывающем заводе 2004. Н5ГД=1

Http://cyberleninka. ru/article/n/vopros-vtorichnoy-pererabotki-nefti-v-rossii

Занимая одно из первых мест в мире по запасам, добыче и экспорту нефти, Россия находится на 20-м месте по уровню ее глубокой переработки.

– Более того, перерабатывающие сырье мощности – почти не развиваются. Причем, около 80% из них, созданные еще в 1980-е, – давно изношены и устарели. Примерно из 500 млн. тонн, добываемых в РФ за год, перерабатывается, самое большее, 255-265 млн. тонн. То есть, чуть больше половины. Из этого сырья в РФ производятся в основном мазут и «среднекачественный» бензин.

Для сравнения: глубина переработки нефти в России составляет чуть более 70%, в США — 92-93%, в Западной Европе – 85-90%, в КНР – 85%. Даже в бывших республиках СССР этот показатель – не ниже 80%, а в странах-членах ОПЕК – не меньше 85%.

В результате, Россия с трудом экспортирует свои нефтепродукты, не только из-за все ужесточающихся экологических норм за рубежом, но и вследствие низкого спроса на эту российскую продукцию.

Представители нефтяных компаний и перерабатывающих заводов прямо говорят: нефтяной бизнес России всегда хочет быстрой сверхприбыли, достигаемой в основном за счет роста экспорта сырья. А капиталовложения в переработку – это «долгие» и, вдобавок, крупные вложения, которые едва ли окупятся столь же быстро и столь же значительно, как вывоз сырья. А чтобы прибыль в нефтепереработке была не ниже, чем при вывозе нефти, производители и продавцы регулярно повышают цены на бензин, дизтопливо, мазут, смазочные масла, керосин. Независимо от спроса и качества этих продуктов.

В то же время, из российской нефти высококачественные продукты выпускаются в Беларуси и Китае, Финляндии и Польше, Чехии и Турции, Швеции и Южной Корее, Японии и Венгрии, в Хорватии и на Тайване.

Однако в текущих условиях глубокая переработка нефти в России экономически бессмысленна. На мировом рынке тонна сырой нефти ныне стоит дороже, чем почти все продукты, вместе взятые, получаемые в России из российской же нефти.

Премьер-министр Владимир Путин не раз критиковал нефтяных королей России, подчеркивая, что они выплачивают дивиденды минимум втрое больше, чем тратят на развитие нефтепереработки. А сама она, как подчеркнул премьер, «по ассортименту выпускаемой продукции – стыдно сказать – откатилась на уровень середины прошлого века».

И тем не менее, государство, всё в большей мере зависящее от «сырьевых нефтедолларов», едва ли сможет в считанные годы изменить данную ситуацию. Даже директивными распоряжениями. Потому что, как показывает опыт стран той же ОПЕК, нужна долговременная, целенаправленная политика индустриализации – по комплексному развитию перерабатывающих отраслей. В том числе нефтепереработки.

Http://www. stoletie. ru/fakty_i_kommentarii/pochemu_pererabotka_nefti_v_rossii__odna_iz_samyh_otstalyh_v_mire_2012-02-20.htm

Большинство нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) России появились в два послевоенных десятилетия. Глубина переработки нефти в России в 90 году составляла 58-59% по сравнению с 85-90% на Западе. Кроме того, распад СССР привел к тому, что значительные мощности нефтепереработки оказались за пределами России. Меры по переоборудованию нефтеперерабатывающих предприятий, подконтрольных крупнейшим нефтяным компаниям, создание специализированных нефтехимических компаний за последнее десятилетие привели к стабилизации производства и небольшому нефтепереработки. На предприятиях России показатель глубины переработки увеличились до 70% и лишь по трем заводам (топливно-масляного профиля) превышает 80%: это Омский НПЗ, «Волгограднефтепереработка» и «Пермнефтеоргсинтез» [4].

Сейчас работает около 500 нефтеперерабатывающих предприятий. А основу нефтеперерабатывающей отрасли в России составляет 26 НПЗ, суммарной мощностью по первичной переработке — 263,5 млн. т (из них 196,2 млн. т мощностей принадлежит нефтяным компаниям). Наиболее крупные мощности размещены в Приволжском (43%), Центральном и Сибирском федеральных округах. На три этих округа приходится более 70% общероссийских нефтеперерабатывающих мощностей. Среди субъектов Российской Федерации по мощностям первичной переработки нефти лидирует Башкирия — около 44 млн. т [24].

Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива (рисунок 5).

Рисунок 5 – Размещение нефтеперерабатывающих заводов в России, 2010 г.

Добытая из недр земли нефть содержит большое количество песка, солей и воды. Нефть нужно очистить, поэтому она сначала поступает на нефтеочистительные заводы, которые строят обычно в районах ее добычи. Затем очищенная нефть поступает на нефтеперерабатывающие заводы, которые строятся в районах потребления нефтепродуктов.

Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает нефтепродукты (мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла), которые непосредственно используются потребителями (рис. 6). Технический прогресс в транспортировке нефти привел к отрыву нефтеперерабатывающей промышленности от нефтедобывающей. Переработка нефти чаще сосредотачивается в районах массового потребления нефтепродуктов [20].

Рисунок 6 – Типичные корзины нефтепродуктов НПЗ в США, Европе и России

Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ, связанных с ее транспортировкой и хранением:

– транспортировка сырой нефти всегда экономичнее перевозки ее многочисленных производных;

– для транспортировки нефти могут быть широко использованы трубопроводы, которые, помимо сырой нефти, осуществляют перекачку светлых продуктов;

– потребитель получает возможность одновременно использовать сырую нефть, поступающую из разных районов [19].

Размещение переработки нефти приобретает повсеместный характер. В то же время экономический фактор становится лимитирующим.

Нефтепереработка в разных районах страны находится в зависимости не только от качества исходной сырой нефти, но и от того, какие виды топлива в местных условиях оказываются наиболее эффективными.

Нефтеперерабатывающие заводы разместились на трассах нефтепроводов (Нижний Новгород, Рязань, Москва, Кириши, Полоцк, Орск, Омск, Ангарск), на водных путях (Волгоград, Саратов, Сызрань, Самара, Ярославль, Хабаровск) и в морских портах (Туапсе), куда сейчас проложены трубопроводы. Поэтому удельных вес районов добычи нефти в ее переработке резко сокращается. В них сосредоточена еще значительная часть нефтеперерабатывающих заводов (Уфа, Салават, Ишимбай, Грозный), идет интенсивная их реконструкция и зачастую расширение. Новых заводов в районах добычи нефти уже не строят. Они сооружаются на трассах нефтепроводов идущих на восток (таблица 5).

Таблица 5 – Распределение нефтепереработки по экономическим районам России в % к итогу 2010 года

Эта тенденция территориального разрыва нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности еще больше усилилась в связи с превращением Западной Сибири в главную базу добычи нефти страны.

В 2010 году переработка нефти составила 5829,8 тыс. тонн. Нефтеперерабатывающие заводы Краснодарского края переработали 5810,9 тыс. тонн сырья. Основным опорным предприятием отрасли ОАО «НК «Роснефть-Туапсинский НПЗ» переработано 4036,6 тыс. тонн нефти, что составляет 102,2% [7].

Среди федеральных округов главным потребителем автомобильного бензина является Центральный округ (он сжигает 28% российского бензина), больше всего дизтоплива потребляет Приволжский (22%), а топочного мазута — Северо-Западный (33%). Разъезжающая на личных автомашинах Москва жжет немыслимое количество бензина. Поволжье, сохраняющее индустриальную специфику и в значительной мере перенимающее у Центра промышленное наследие, во всю пользуется грузовиками, и ему нужно дизельное топливо. Северо-запад, через который проходит мало газопроводов, где нет своего угля, в значительной мере базирует свою энергетику на привозном мазуте, топочный мазут используется и флотом (таблица 6).

Таблица 6 – Поставки нефтепродуктов различных фракций нефтеперерабатывающими предприятиями потребителям по федеральным округам России (тыс. т), 2010 г.

В каждом федеральном округе сформировались группы из 2–3 компаний, контролирующих большую часть рынка нефтепродуктов. В поставках бензина в целом по России лидируют «Роснефть» (18%), «Башнефтехим» (16,5%) и «ЛУКОЙЛ» (16%). Но в Центральном округе главными поставщиками бензина выступают Тюменская нефтяная компания (25%), Московский НПЗ (23%), «Славнефть» (15%); в Северо-Западном и Южном наряду с ЛУКОЙЛОМ – соответственно «Сургутнефтегаз» и «Газпром». В Уральском округе лидирует «Сибнефть», а в Дальневосточном — компания «Альянс», контролирующая Хабаровский НПЗ и вдвое обгоняющая «Роснефть» в своем регионе.

Объем производства автомобильного бензина в России в январе-сентябре 2011 года вырос на 2,7% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года и составил 27,4 миллиона тонн, говорится в сообщении Росстата.

Выпуск дизельного топлива возрос на 2,1% – до 53,3 миллиона тонн, топочного мазута – на 5,2% – до 53,7 миллиона тонн, прямогонного бензина – на 2% – до 9,1 миллиона тонн. Объем переработки нефти за девять месяцев составил 193 миллиона тонн (рост на 3,6%).

Между тем, в сентябре объем производства автобензина в РФ сократился на 1,8% к сентябрю минувшего года и на 10,4% к августу, дизельного топлива – на 6,7% и 12%, соответственно, сообщает агентство «Прайм».

Минэкономразвития ожидает, что выпуск автомобильного бензина в 2011 году составит 36,7 млн. тонн (рост на 1,9%), дизтоплива – 71,1 млн. тонн (рост на 1,7%), топочного мазута – 72,3 млн. тонн (рост на 4%) [16].

Как отмечается в исследовании компании РосБизнесКонсалтинг «Нефтеперерабатывающая отрасль России и рынок нефтепродуктов», динамика роста первичной переработки нефти в течение 2002-2007 годов была в пределах 3,05-6,44%. При этом в течение последних трех лет наблюдался более активный рост объемов переработки. Повышенный интерес нефтяных компаний к производству нефтепродуктов привел к тому, что в 2006 году впервые объем переработки нефти превысил уровень поставок, т. е. в производство пошли запасы сырья, оставшиеся с предыдущего года [16].

В исследовании отмечается, что ранее опережающими темпами росла добыча нефти, а в течение 2007-2009 годов объемы переработки увеличиваются более активно, чем добыча. Это объясняется, прежде всего, тем, что в рамках действующей в настоящее время фискальной политики экспорт нефтепродуктов оказался более выгодным для компаний по сравнению с вывозом из России сырой нефти. Таким образом, за прошедшие три года ситуация принципиально изменилась: если раньше компании, стремившиеся вывезти из России как можно больше сырой нефти, осуществляли поставки на НПЗ по остаточному принципу, то теперь они демонстрируют заинтересованность развивать сегмент переработки [16].

В кризисный 2009 год нефтепереработчики в России пострадали гораздо больше, чем нефтедобытчики. Однако, при посткризисном восстановлении отраслей в 2010 году темпы роста в отрасли нефтепереработки оказались выше, чем для нефтедобычи. В 2010 году объём нефтепереработки в России вырос на 5,7% год к году, в то время как рост добычи нефти в России – только на 2,4% [18].

По данным Минэнерго, в России, которая лидирует по добыче нефти в мировом масштабе, в 2010 году было переработано 249 млн. тонн. В то же время лишь незначительное количество производимого у нас топлива относится к классу евро-4 и евро-5 – 12% бензина и четверть дизельного топлива [17].

В состав нефтяной промышленности России входят нефтедобывающие предприятия, нефтеперерабатывающие заводы и предприятия по транспортировке и сбыту нефти и нефтепродуктов. В отрасли действуют 28 крупных нефтеперерабатывающих заводов (мощность от 1 млн. т/год), мини-НПЗ и заводы по производству масел.

Протяженность магистральных нефтепроводов составляет около 50 тыс. км и нефтепродуктопроводов – 19,3 тыс. км.

По итогам 2010 года объем экспорта нефти составил 246,8 млн. т (99,5% к 2009 году), однако доля экспорта нефти в общем объеме ее добычи снизилась до 48,9%, что обусловлено ростом переработки нефтяного сырья на российских НПЗ вследствие большей привлекательности рынка нефтепродуктов, а также экспорта темных нефтепродуктов из-за низкой экспортной пошлины на них. Состояние нефтепереработки в 2010 году можно охарактеризовать следующими позитивными факторами:

– наблюдалось увеличение переработки нефти на российских НПЗ на 105,5% к уровню 2009 года (248,8 млн. т);

– произведено 36,1 млн. т автомобильного бензина (100,8% к уровню 2009 года), 70,3 млн. т дизельного топлива (104,3%) и 69,9 млн. т топочного мазута (108,9%).

В 2010 году, как и в предыдущем периоде, отмечен рост объемов биржевой торговли нефтепродуктами. За период с 1 января по 30 декабря 2010 года с использованием биржевых технологий было реализовано 8279,1 тыс. т нефтепродуктов, в том числе на Санкт-Петербургской Международной Товарно-сырьевой Бирже – 4888,01 тыс. т, на Межрегиональной Бирже Нефтегазового Комплекса – 3189,2 тыс. т, на бирже «Санкт-Петербург» – 201,88 тыс. т. Доля биржевых продаж нефтепродуктов за 2010 год составила 10,1% от общего объема их поставок на внутренний рынок (81942,15 тыс. т), что позволяет сделать вывод о выходе биржевых торгов на индикативный уровень [7].

Http://studbooks. net/1830597/geografiya/pererabotka_transportirovka_nefti

60 – 70-е годы. Направленность на неглубокую переработку нефти. Но качество основных нефтепродуктов повышалось: с 1968 года начался выпуск АИ 93, доля неэтилированных бензинов составила до 40%, увеличивается доля малосернистых дизельных топлив. Качество масел и сейчас отстаёт от мирового уровня, в, основном, из-за недостатка мощностей по производству высокоэффективных присадок.

Рост объёмов добычи и переработка нефти за 12 дет, с 1975 года по 1987 год составил 1,25 раза. В 1988 – 89 году наблюдается стабилизация в нефтепереработке, а затем спад, вызванный падением добычи нефти.

В 90-х годах наблюдается спад в добыче и переработке нефти. Неплатежи, непомерные ставки за кредиты, отсутствие государственных инвестиций приводит к тому, что предприятия не могли производить работы по модернизации и реконструкции производств.

В 1993 году снижение объёма переработки по сравнению с 1992 годом составило 14 %. Особую актуальность приобретают работы, которые при незначительных затратах дают некоторую отдачу.

В 1994 году объём переработки нефти уменьшился по сравнению с 1993 г. на 38,2 млн. т.

В 1995 году объём переработки нефти – 174,6 млн. т. Снижение по сравнению с 1994 годом незначительное и не по всем заводам («Салаватнефтеоргсинтез» – 113,6 %, Ново-Уфимский НПЗ – 94 %).

В 1996 году объём производства продукции сократился на 0,8 % (в 1995 – на 2,5 %). Суммарный объём добычи нефти и газового конденсата составил 301 млн. т. Экспорт российской нефти – 102 млн. т (на 6,2 % больше, чем в 1995 году). Кризис неплатежей продолжается. Предложено проводить взаимозачёты товарных нефтепродуктов, привлекать для таких продаж коммерческие структуры (по «Салаватнефтеоргсинтез» первичная переработка нефти составила 97,5 % по сравнению с 1995 годом).

Важнейшая проблема – снижение содержания серы в котельном топливе до 3,5 %, что вызвано экологическими проблемами, коррозией и низким коэффициентом полезного действия тепловых установок.

Многие виды вырабатываемых в стране нефтепродуктов не соответствуют мировому уровню, потребность крупнейших городов в неэтилированном бензине отстаёт от мирового уровня. Необходим быстрый выпуск дизельного топлива с содержанием серы менее 0,05 %. Доля процессов алкилирования и изомеризации, производство метилтретбутилового эфира значительно ниже мирового уровня.

Экстенсивное развитие нефтепереработки привело к неблагоприятной возрастной структуре основных фондов.

Нефтеперерабатывающая промышленность – крупнейший потребитель энергоресурсов. Суммарное потребление энергии составляет 8 – 8,2 % от объёма переработки нефти. Необходимы затраты энергии разных видов:

Топливо 55 – 57 %, тепловая энергия – 32 – 35%, электроэнергия – 10 – 17 %. Всё это говорит о необходимости ведения работ по энергосбережению.

Наличие значительного числа морально устаревшего оборудования приводит к значительным потерям нефти и нефтепродуктов: от 1,1 % до 1,7 % от объёма перерабатываемой нефти. Основные источники потерь: резервуары – 17,9 % от общих потерь, факелы – 18,1 %; коксообразование при термическом крекинге и каталитическом крекинге – 17,6 %; негерметичность оборудования – 16,4 %; очистные сооружения – 8,3 %; прочие потери (22 %).

С 1990 года по 1995 объём переработки нефти снизился более чем на 120 млн. т. в год или более чем на 40 %. Объём производства моторных топлив снизился почти на 50 млн. т., смазочных масел и битумов – в 2 раза. За этот же период снижение использования действующих мощностей основных процессов нефтепереработки:

– улучшающих качество топлив с 70 до 52 %, производства масел с 85 до 44 %;

– загрузка ряда нефтеперерабатывающих заводов сырьём составила 20 -30 % их мощности.

Нефтяные компании не принимают мер для укрепления хозяйственной и финансовой деятельности входящих в них предприятий. Финансовое состояние предприятий ухудшается. Имеет место тенденция увеличения экспорта сырой нефти за счёт снижения объёмов её переработки на российских заводах.

Принятая ранее программа модернизации нефтеперерабатывающих заводов в 1993 – 95 гг. не осуществилась: освоение капитальных вложений составило 22 % от предусмотренных. Из намеченных для строительства 35 объектов введено в строй десять.

Но идёт реконструкция, растёт выпуск высококачественной продукции. В стране есть разработанные высокоэффективные и конкурентоспособные отечественные технологии и оборудование. Необходимо ориентироваться прежде всего на свои возможности. И наша с вами задача осваивать новые технологии. Вам предстоит принять участие в подъёме промышленности страны.

1. Указать причины снижения темпов роста и объёма производства нефти.

3. Назвать наиболее крупные нефте-, газодобывающие месторождения нефти и газа в России и мире.

4. В чём причина возрастания изношенности основных фондов нефтеперерабатывающих заводов?

5. Каково суммарное потребление электроэнергия нефтеперерабатывающей промышленности?

6. Какова структура энергопотребления на нефтеперерабатывающем заводе?

8. Каковы причины снижения объёма переработки нефти в России в 1990- 1995 годы?

Технологические процессы НПЗ принято классифицировать на следующие 2 группы: физические и химические.

Физическими (массообменными) процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) без химических превращений и удаление (извлечение) из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсатов и газов нежелательных компонентов (полициклических ароматических, асфальтенов, тугоплавких парафинов), непредельных углеводородов.

1. Физические процессы по типу массообмена можно подразделять на следующие типы:

1.3 – экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депара-финизация кристаллизацией);

2. В химических процессах переработка нефтяного сырья осуществляется путём химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных НПЗ, по способу активации химических реакций подразделяются на:

Термические процессы по типу протекающих химических реакций можно подразделить на следующие типы:

2.1.1 – термодиструктивные (термический крекинг, висбрекинг, пиролиз, пекование, производство технического углерода и др.);

2.1.2 – термоокислительные (производство битума, газификация кокса, углей и др.).

В термодиструктивных процессах протекают преимущественно реакции распада (крекинга) молекул сырья на низкомолекулярные, а также реакции конденсации с образованием высокомолекулярных продуктов, например кокса, пека и др.

Каталитические процессы по типу катализа можно классифицировать на следующие типы:

2.2.1 – гетеролитические, протекающие по механизму кислотного катализа (каталитический крекинг, алкилирование, полимеризация, производство эфиров и др.);

2.2.2 – гомолитические, протекающие по механизму окислительно-восстановительного (электронного) катализа (производства водорода и синтез – газов, метанола, элементарной серы);

2.2.3 – гидрокаталитичесие, протекающие по механизму бифункциональног (сложного) катализа (гидроочистка, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация, гидродеароматизация, селективная гидродепарафинизация и др.).

Головным процессом переработки нефти (после ЭЛОУ – электрообес-соливающей установки) является атмосферная перегонка (AT – атмосферная трубчатка), где отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырьё для последующей глубокой переработки. Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются: гидроочистки от гетероатомных соединений, а бензин – каталитическому риформингу с целью повышения их качества или получения индивидуальных ароматических углеводородов – сырья нефтехимии (бензола, толуола, ксилолов и др.). Из мазута путём вакуумной перегонки (на установках ВТ – вакуумной трубчатки) получают либо широкую фракцию (350 – 500 0 С) вакуумного газойля – сырья для последующей переработки на установках каталитического крекинга или гидрокрекинга с получением, главным образом, компонентов моторных топлив, либо узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, депарафинизация и др.). Остаток вакуумной перегонки – гудрон – служит при необходимости для получения остаточных масел или как сырьё для глубокой переработки с получением дополнительного количества моторных топлив, нефтяного кокса, дорожного и строительного битума или же в качестве компонента котельного топлива.

2. Перечислить основные технологические процессы переработки нефти и газа в соответствии с научной классификацией.

3. Назвать основные направления применения продуктов атмосферной и вакуумной перегонки.

Начиная с 60-х годов в стране сложилась структура переработки нефти характеризующаяся малой её глубиной. Этому в основном способствовало:

– форсирование добычи нефти, что обходилось дешевле наращивания мощностей деструктивных процессов.

Глубина переработки нефти сокращалась вплоть до 1980г., затем изменившиеся условия добычи нефти, роста приведенных затрат на разведку и добычу, а также рост потребности в моторных топливах, продуктах нефтехимических производств заставили признать необходимость конструктивного решения проблемы углубления переработки нефти.

В связи с переходом России от плановой экономики к рыночным отношениям, в её нефтяном комплексе в период с 1992 по 2001 год произошла структурная перестройка. На финансовой основе отечественные нефтеперерабатывающие заводы были объединены с нефтедобывающими предприятиями в вертикально – интегрированные компании. Сегодня в России мощности по первичной переработке нефти составляют около 315 млн. т/год.

Прошедшие десятилетия, вплоть до 1999 года, характеризовались глубокими кризисными явлениями в нефтеперерабатывающей отрасли. Эти явления способствовали резкому падению объёма добычи нефти (на 214 млн. т за 1990 – 1996 гг.) и снижению объёмов производства нефтепродуктов на 48,9 %. В этот же период в целом по отрасли степень использования действующих мощностей основных процессов переработки нефти снизилась в среднем на 30 %. В результате глубина переработки уменьшилась с 65,5 до 62,7 %. В мировом нефтяном комплексе Россия уступила своё место Японии и Китаю по фактическим загрузкам мощностей.

Суммарная мощность российских нефтеперерабатывающих заводов по первичной переработки нефти в 3 раза ниже, чем в США.

Http://refdb. ru/look/2820468-p5.html

Минэнерго готовит новый генплан развития нефтегазовой отрасли до 2035 года. Если планы сбудутся, на отрасль посыпятся золотые горы.

Несмотря ни на что, российский ТЭК не просто готовится к технологическому прыжку. Нефтяники отчаянно вкладываются в перевооружение. Вот цифры: 2014–2015 гг. в отрасль инвестировали около 1 трлн рублей.

Общая картина нефтегазового будущего радует: К 2020 г. мощность российских НПЗ вырастет в 1,5 раза, с нынешних 270 до 400 млн т в год. Глубина переработки нефти подтянется к лучшим мировым показателям: с сегодняшних 71% до 90%. Наконец, выпуск нефтехимии увеличится в два раза, производство возрастёт до 65 млн тонн. В результате Россия превратится в крупнейшего мирового экспортёра полиэтилена и многих других продуктов высокоприбыльного высокого нефтяного передела.

Полный перечень того, что можно получить в результате нефтепереработки составить не просто. Это и различные виды топлива: бензины, авиационный и просто керосин, солярка, мазут, парафин, битум (связующий материал, использующийся в изготовлении асфальта), топливо для котельных, а также различные виды масел, как косметические, так и моторные, лаки, краски и множество продуктов органического синтеза (спирты, альдегиды, кетоны, эфиры и т. д.), каучуки, резина, полимеры, пленки, сера, а, значит, серная кислота.

Не продавать сырую нефть, а перерабатывать ее. Только таким должен быть государственный подход. в этом вопросе. Текст скрыт развернуть

Http://temidnya. ru/blog/43503200867

Для сравнения: глубина переработки нефти в России составляет чуть более 70%, в США – 92-93%, в Западной Европе – 85-90%, в КНР – 85%. Даже в бывших республиках СССР этот показатель – не ниже 80%, а в странах-членах ОПЕК – не меньше 85%.

Http://newsland. com/user/4296710030/content/pochemu-v-rossii-ne-razvita-glubokaia-pererabotka-nefti/4301937

Переработка нефти в России экономически бессмысленна и приносит стране колоссальные убытки – к такому выводу пришли аналитики Экономической экспертной группы (ЭЭГ). По их мнению, для модернизации отрасли государству необходимо прекратить поддерживать нефтепереработку из бюджета, в противном случае отрасли грозит колоссальная технологическая отсталость.

В правительстве России не сомневаются в выводах группы, но оставлять нефтяников без поддержки отказываются.

Цена тонны сырой нефти сегодня гораздо выше, чем стоимость всех получаемых из нее нефтепродуктов, подсчитали эксперты ЭЭГ.

“Это значит, что с экономической точки зрения переработка нефти в ее нынешнем состоянии приносит стране значительные убытки”, – приходит к выводу руководитель группы Евсей Гурвич.

Кроме того, как полагают авторы доклада, нынешняя государственная политика в нефтяной сфере, и в первую очередь субсидирование нефтепереработки из госбюджета, только усугубляет положение в отрасли.

Дело в том, что экспортные пошлины на нефть и нефтепродукты субсидируют отечественных потребителей сырья и энергоносителей за счет ренты от использования природных ресурсов.

Независимый аналитический центр, занимающийся проблемами макроэкономики и государственных финансов.

С момента своего появления работает в тесном контакте с правительством РФ (Министерством финансов и Министерством экономического развития).

По оценкам журнала “Итоги”, руководители ЭЭГ входят в число ключевых “творцов экономической стратегии правительства”.

Журнал “Профиль” включил ЭЭГ в пятерку наиболее влиятельных экспертных групп России.

“Политика субсидирования фактически приводит к консервации глубокого технологического отставания нашей нефтепереработки”, – полагает Гурвич.

Правительство уже пыталось стимулировать нефтяников экспортировать из России не сырую нефть, а нефтепродукты. Для этого были установлены пониженные экспортные ставки на нефтепродукты.

Таким образом нефть для внутрироссийских потребителей стоит около 365 долларов за тонну, в то время как цена экспортной составляет уже около 800 долларов.

Произведенные российскими НПЗ нефтепродукты экспортируются с более низкой пошлиной: светлые (бензин, дизельное топливо, керосин) – около 70% от нефтяной, темные (мазут, гудрон) – около 38%.

Тем не менее, как полагают в ЭЭГ, такого шага оказалось недостаточно.

“Если бы правительство не использовало налоговых субсидий, то отрасль стояла бы перед выбором: отказаться от нефтепереработки либо повысить ее производительность”,- говорится в докладе.

Экономическую нецелесообразность нефтепереработки в России не подвергают сомнению ни другие аналитики, ни чиновники правительства.

К похожему выводу пришли и авторы правительственной стратегии-2020, которая была подготовлена под руководством ректора Российской академии народного хозяйства Владимира Мау и ректора Высшей школы экономики Ярослава Кузьминова.

По их мнению, для стимулирования нефтепеработки в стране, правительству необходимо отменить экспортные пошлины сначала на нефтепродукты, а затем уже и на нефть.

Тем не менее, предложения экспертов отличаются от концепции реформы налогообложения нефтяной отрасли, разработанной Минэнерго.

В нем речь идет не об отмене экспортных пошлин, а о снижении экспортной ставки до 60% на нефть и об унифицированном показателе ставки для нефтепродуктов на уровне 66%.

Основные параметры нового налогового режима для нефтяников были одобрены в январе 2011 года на совещании у вице-премьера Игоря Сечина, который курирует российскую энергетику.

Ухудшает положение российской нефтеперерабатывающей отрасли и техническая отсталость автопарка в стране.

Еще в феврале 2008 года правительство приняло решение отменить производство и продажу бензина Аи-92.

В то же время в Минэнерго приняли решение перенести запрет на 2015 год.

В Московской топливной ассоциации и Российском топливном союзе тогда поддержали такое решение, заявив, что только в Москве на эту марку приходится 42% продаж всех сортов бензина, а в провинции – гораздо больше.

Тем временем в Евросоюзе, например, продолжают активно бороться с двигателями, работающими на привычном для большинства россиян топливе.

Согласно документу, опубликованному на сайте Еврокомиссии, уже к 2030 году автомобили, работающие на бензине и дизеле, должны постепенно покинуть города и междугородные трассы.

К 2050 году до 40% авиатоплива должно приходиться на альтернативные виды с низким уровнем выбросов, на 40% должны сократиться и выбросы судов.

Тем не менее, в ЕС подчеркивают, что для реализации этих планов придется внести большое количество изменений в действующее законодательство.

Однако не всем близка идея отказаться от привычного топлива. Так Ассоциация британских водителей резко выступила против такой инициативы, назвав ее разрушительной для экономики.

Http://www. bbc. com/russian/business/2011/03/110330_russia_oil_refinery

Голландский купец Витсен, приехавший в 1644 году в Москву, в своих записках, изданных 50 лет спустя, упоминает о черном жире, выделяющемся из воды в 1,5 мили от переволока в верховьях р. Ухты, отстоящей в сутках езды от Печоры. Он рассказывает об очистке этой нефти с выделением из нее жидкости, хорошо горящей в светильниках.

По распоряжению Петра I «передваиванием — перегонкой — нефти занимались в московской главной аптеке. По его же указанию были направлены люди для осмотра нефтяных источников в район Дербента и Баку и несколько позже на Ухту. Петр I поручил привезти пробы разных нефтей для испытаний их и получения из них лечебных бальзамов, смазочных и осветительных масел.

В конце XVIII столетия Ухту посетил академик Иван Лепехин, описавший выход нефти в этом районе, где производилась ее добыча и «передвоивание на «нефтяном заводе, поставленном в 1745 году купцом Федором Прядуновым.

В архивах Берг-Коллегии сохранились сведения о доставке в Москву с завода Прядунова «очищенной переработанной нефти желтого цвета, которая, несмотря на то', что везлась быками, оленями и в лодках, успешно конкурировала с «белой нефтью, привозившейся бакинскими купцами.

«Очищенная нефть в те времена использовалась в основном как лекарство. После смерти Ф. Прядунова ухтинская нефтеочистительная установка перешла к вологодскому купцу Нагавикову. Дальнейшая судьба этой установки неизвестна. Добыча нефти в этом районе продолжается и теперь.

Значительно больше сведений сохранилось о переработке нефти с получением из нее осветительного масла на почтовом тракте, проходившем через Моздок, соединявшем Россию с Закавказьем. Можно с полным правом сказать о том, что нефтеперегонная установка, построенная в 1823 году братьями Дубиниными — крепостными графини Паниной, была первым в мире нефтеперегонным заводом, на котором приготовлялся керосин, превосходивший по своим качествам фотоген.

Но не природные трудности помешали развитию дела Дубининых. Непомерно высокая цена на откуп нефтяных участков, бездушное чванство правящей аристократии России, непонимание нужд государства — вот тот барьер, о который безуспешно разбивалась энергия братьев Дубининых.

В своем письме к правителю Кавказа князю Воронцову братья пишут: «Сиятельнейший князь. В делах промышленных сильное распространение и особенно деятельность в выделывании собственных отечественных произведений составляет народное богатство, а народное богатство есть сила государственная.

Мы, Дубинины, более 20 лет при добывании в горах нефти, среди беспрестанных опасностей от неприятельских нападений горских народов, непрерывно усердствуем. Мы подали. объяснение, в котором изложили кратко начало наших трудов в усовершенствовании способа очищения черной натуральной нефти в белую, в обучении тому ремеслу других русских людей, в распространении того занятия здесь на Кавказе и в вывозе сего материала в течение 20 лет многими тысячами пудов во внутрь России.

Первые сведения о переработке нефти в Баку сообщает в XVIII веке академик Лерхе в описании своего путешествия. Он пишет, что она «не скоро начинает гореть, она темнобурого цвета, и когда ее перегоняют, то делается светложелтою. Белая нефть несколько мутна, но по перегонке так светла делается, как спирт, и она загорается весьма скоро. К сожалению, пока не удалось найти никаких документов о том, кем и каким образом производилась перегонка нефти в Баку, как использовались получаемые светлые продукты.

С появлением керосиновой лампы она быстро перекочевала из дворцов сначала в дома подавляющего числа горожан, а вскоре затем начала появляться и в деревенских домах. Керосиновая лампа появилась в уличных фонарях, в цехах мануфактур и заводов и во всех общественных местах.

Керосиновая лампа, получавшая с каждым днем все большее и большее распространение, повлекла за собой всемерное стремление к производству из нефти керосина.

В одном из обзоров состояния русской нефтяной промышленности XIX века упоминается, что использование нефти в виде керосина удешевило освещение, по сравнению со стеариновыми свечами, в 20 раз.

Более любопытная справка встречается в другом печатном источнике той поры. В нем указывается, что если бы потребовалось заменить развившееся к этому времени керосиновое освещение сальными свечами, то всего рогатого скота России хватило бы не более чем на год. При этом годовое потребление керосина в России было в то время всего около 50 граммов на душу населения. В 1859 году купец В. А. Кокарев приступил к строительству на Апшеронском полуострове крупного для того времени нефтеперегонного завода. Для завода было выбрано место у селения Сураханы. На этом заводе началось первое промышленное использование для производственных целей природного газа, давно известного в качестве «сураханских вечных огней. Очистка нефти и производство из нее осветительных масел на заводе Кокарева шло методами, позволяющими добывать керосин в больших количествах. Вслед за Кокаревым на острове Святом (ныне остров Артема) аптекарь Витте организовал переработку челекенского озокерита — горного воска, являющегося производным парафинистой нефти. Из озокерита на заводе Витте добывались парафин и осветительные масла.

Первое время Кокарев и Витте полностью монополизировали получение из нефти керосина. Если братья Дубинины всячески старались как можно шире распространить разработанный ими метод получения осветительных масел, то Кокарев и Витте держали в большом секрете применявшиеся ими способы производства керосина. Много сделал в это время для развития производства керосина один из служащих Витте — Меликов. Он добивался создания новых нефтеперегонных заводов не только в Баку, но и в Грозном. Участвуя в ряде компаний по строительству заводов, Меликов оказывался за бортом каждый раз после того, как он организовывал производство керосина. Промышленники использовавшие его опыт и знания, обогащались, а он умер в нищете и безвестности.

Производство керосина по простейшему методу, продемонстрированному Меликовым на заводах, началось в Баку чрезвычайно широко. Перегонные кубы устанавливались прямо в городе во дворах.

Http://rengm. ru/nefti-gaz/pererabotka-nefti-v-rossii. html

Переработка нефти с целью ее очистки для уменьшения неприятного запаха при использовании в лечебных целях была известна еще в начале нашей эры. России и др. странах действовали отдельные примитивные НПЗ, на к-рых получали преим. [1]

Переработка нефти осуществляется физическими и химическими методами. Физические методы переработки нефти и нефтепродуктов основаны на различии физических свойств составляющих их компонентов. Осноины-ми аппаратами АВУ являются ректификационные колонны и трубчатые печи. [2]

Переработка нефти и газа осуществляется на нефте-и газоперерабатывающих заводах, обеспечивающих получение из нефти и газа широкого ассортимента нефтепродуктов, сырья и полупродуктов для химической промышленности. Современные технические средства позволяют получать из нефти несколько тысяч различных продуктов. [3]

Переработка нефти в Мексике имеет достаточно высокую степень сложности – коэффициент Нельсона достиг к 2000 г. 6 74, что выше среднемирового уровня. [4]

Переработка нефти на НПЗ состоит, если рассматривать укрупненно, из двух стадий – первичной переработки нефти и вторичной переработки дистиллятов, полученных на первой стадии. [5]

Переработка нефти на любом нефтеперерабатывающем заводе ( НПЗ), которая начинается на АВТ установках, связана с потреблением целого ряда побочных веществ и реагентов, выполняющих определенные технологические функции. [6]

Переработка нефти обычно включает крекинг ( от англ, cracking – расщепление) – термическое разложение тяжелых углеводородов на более легкие, и риформинг – каталитическую изомеризацию с целью получения изо-алканов – наиболее ценных компонентов бензина. [7]

Переработка нефти по схемам, включающим только процесс гидроочистки светлых нефтепродуктов ( схемы 1 2 8 10), может базироваться исключительно на водороде, получаемом при каталитическом риформинге. [8]

Переработка нефти в стране в 1975 г. осуществлялась на восьми нефтеперерабатывающих заводах, расположенных на островах Калимантан и Суматра. [9]

Переработка нефти может быть различной глубины в зависимости от потребности народного хозяйства в нефтепродуктах, технологических схем предприятий: топливное, топлив-но-масляное, топливно-масляно-нефтехимическое. Нефтеперерабатывающая промышленность имеет специфические условия поставки нефти и нефтепродуктов. [10]

Переработка нефти осуществляется на заводах в Баку – им. Алиева ( мощность 9 млн. т) и Азернефтянаджаг ( 11 млн. т, используются частично; произ-во бензина и дизельного топлива, высококачеств. Добыча др. полезных ископаемых – железной руды, алунита, меди и кобальта, серного колчедана – в 1990 – е гг. резко сократилась. [11]

Переработка нефти и нефтепродуктов состоит из проводимых в строго определенном порядке, стабильных по режиму, качественно различающихся единичных производственных процессов. Последовательность этих производственных процессов направлена на изменение свойств исходного сырья и имеет целью получение продуктов, отвечающих техническим условиям и стандарту при минимальных затратах труда, энергии и материалов. [12]

Переработка нефти методом перегонки в России возникла еще в 1745 г. Промышленник Ф. С. Прядунов организовал тогда на Ухте производство белой нефти; ( керосина), которую он продавал для освещения в Петербурге, Москве и других городах; завод просуществовал более 30 лет. В 1823 г. такое производство в более крупном масштабе организовали на Северном Кавказе бргтья Дубинины, выходцы из Владимирской области, которые перенесли в нефтепереработку опыт промышленности сухой перегонки дерева, развитой в России. [14]

Http://www. ngpedia. ru/id251511p1.html

Поделиться ссылкой: