Сколько стоит нефтеперерабатывающий завод

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

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

С 2013 года в немецком Вормсе выпускают моторное масло бренда ROWE. Всего за год компания выпускает не менее 100 тысяч тонн смазки. При этом присадки и базовое масло з.

На прошлой неделе запасы нефти и особенно нефтепродуктов в США заметно снизились вопреки прогнозам аналитиков. Однако произошло в значительной степени благодаря сокращению нетто-импо.

Ранее на украинских НПЗ перерабатывалось от 24 млн тонн нефти (данные за 2004 год) до 10 млн тонн (2010 год). В последние годы ежегодные объемы переработки нефти в Украине соста.

В 2017 году специалисты Омского НПЗ реализовали 29 мероприятий в области повышения производственной эффективности. Совокупный экономический эффект по итогам года составил 2, 3 млрд ру.

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

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

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

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

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

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

Округ: Уральский федеральный округ Расположение: Ханты-Мансийский автономный округ.

Гидрошорты Arena Powerskin Carbon Air рекомендуют гидрошорты профессиональным пловцам для участия в соревнованиях. Материалы: внешняя сторона: 65% нейлон, 34% эластан, 1% углерод; внутренняя часть: 65.

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

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

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

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

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

Http://www. benzol. ru/skolko-stoit-neftepererabatyvayushchij-zavod. htm

Не секрет, что бензин – самое популярное топливо для автомобилей. Согласно статистике, 800 миллионов машин каждый день на нашей планете «съедают» более 7 миллиардов бензина – и в перспективе эта цифра будет лишь увеличиваться. Сохранить в безопасности все существующие в мире бензопроводы с дорогой горючей жидкостью внутри — довольно непростая задача, для решения которой необходима совокупность лучших инженерных умов, превосходное знание химии и небывалые упорство и настойчивость. Так из чего же состоит эта огнеопасная жидкость, какие процессы входят в производство топлива, сколько стоит литр бензина?

Основные компоненты бензина — это переработанная нефть, природный газ, газовый конденсат, уголь, торф, горючие сланцы, продукты синтеза водорода и окиси углерода. Более 20% полученного по всему миру «черного золота» используется для производства бензина. Залить нефть напрямую в бензобак, увы, нельзя: нефть состоит из смеси углеводородов, чьи молекулы, в свою очередь, имеют разное количество атомов углерода, разнящихся по атомной массе.

Производство бензина из нефти условно можно разделить на 3 этапа:

1. Первичная обработка нефти. На нефтеперерабатывающих заводах разделяют нефть на несколько групп, разных по температуре кипения.

Чтобы «добыть» бензин из нефти, нужно провести довольно непростые химические процессы: на производстве дорогостоящую жидкость нагревают до 370 градусов по Цельсию — так при тепловой обработке конденсируются разные по весу молекулы. Тяжелые, битумные «тусуются» в основании (битум впоследствии используется для изготовления асфальта), а самые легкие молекулы поднимаются наверх – из них-то на выходе и получается бензин.

2. Вторичная обработка нефти. Происходит переработка групп, полученных в результатах первичного этапа. Так делают нефтепродукты, пригодные для продажи.

Каждая из групп проходит еще одну систему очистки и, как правило, получает присадку для увеличения октанового числа бензина.

3. На каждом нефтеперерабатывающем заводе за цехами производства закреплена своя лаборатория, где свежеполученный бензин досконально проверяется не менее 3 часов. Например, проверить бензин на запах не удастся — придётся изучать его внешние и внутренние характеристики. Навскидку можно оценить разве что чистоту полученного топлива — в отличие от дизеля, бензин непременно должен быть чистым и прозрачным.

Интересно, но из 1 тонны нефти можно получить лишь 72% конечного продаваемого продукта — остальное сбывают в качестве мазута. Из этих 72% делают лишь 24% бензина. Остальное – авиационное топливо, газ и дизель.

Объем нефтяного барреля равен 159 литрам. Назвать точную цифру в литрах не получится: в этом уравнении слишком много переменных – от качества нефти до всевозможных способов её обработки.

Если говорить о прямом перегоне нефти, то выход бензина составит около 24% от первоначального объема, другими словами – примерно 40 литров. Но человечество шагнуло вперёд, и теперь прямой перегон нефти – это технология прошлого века. Современные технологии помогают получить до 80% бензина от первоначального объема – это около 125 литров!

Чтобы очень приблизительно посчитать, сколько же реально стоит бензин на выходе с производства, необходимо вникнуть во множество параметров.

Для начала необходимо определить факторы, влияющие на стоимость бензина.

Нефть. Расходы на добычу, административные траты, транспортные расходы;

Переработка нефти в бензин. Нужно знать, сколько стоит себестоимость добычи нефти — в докризисные времена в РФ эта цифра держалась в границах от 8 до 15 долларов за баррель. Кроме того, нужно учитывать энергонасыщенность нефти (это 10000 килокалорий на килограмм), объем барреля нефти (159 литров) и теплоотводную способность бензина (такая же, как и у нефти). В результате можно сделать вывод – из 1 килограмма нефти можно сделать 1 килограмм «условного бензина»;

Заправка. Расходы автозаправочной станции несложно посчитать: около 11% — это расходы на розницу, НДС – 15%, Акцизные расходы – 12%, НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых) – 16,9%. Если подумать — мы переплачиваем порядка 55% от начальной стоимости!

Сколько не считай, себестоимость не выявить – она настолько хорошо скрыта от глаз обывателей, что высчитать реальную цену на бензин на выходе практически невозможно!

В современном мире всё ещё остались автомобили, «поедающие» бензин с октановым числом А-80 и даже А-76, однако большинство современных машин заводятся от Аи-95 и Аи-92. Впрочем, есть и те, кто ниже Аи-98 не употребляет ничего. Чем выше октановое число бензина, тем лучше его очистка, тем, соответственно, сложнее производство, а значит – и цена. Как бы то ни было, производство бензина – это один из самых сложных и наиболее важных технологических процессов производства в современном мире.

Http://www. drive2.ru/b/2806268/

Цены на бензин стабильно растут. Январь не стал исключением. Независимый эксперт Пётр Петрончак, более 40 лет проработавший в нефтехимической отрасли, рассказал, с чем связано январское подорожание, поделился ожиданиями на февраль и объяснил, что влияет на стоимость топлива.

Пётр Викторович, какие заводы обеспечивают Иркутскую область топливом?

— Основные объёмы топлива поступают в Иркутскую область с Ангарской нефтехимической компании (АНХК) и Ачинского НПЗ. В среднем, когда заводы работают в обычном режиме, с Ангарска доставляют 70 % топлива, из Ачинска — 30 %. Эта пропорция может меняться, если на предприятиях проводятся ремонты, например.

По отношению к Красноярску цены у нас сегодня высокие. Я как потребитель считаю, что это не совсем обоснованно. Мы должны жить от АНХК, понимаете. У Красноярска свой завод. Расстояние от Ачинска до Иркутска почти в семь раз больше, чем расстояние от Ачинска до Красноярска. Поэтому топливо с Ачинского НПЗ у нас дороже на 1 рубль 10 копеек — 1 рубль 30 копеек, в Бурятии — на 1 рубль 60 копеек — 1 рубль 70 копеек.

— В цену бензина включены налоги, акцизы. Опять же любая компания должна заработать свою маржу. Но просто взять и сложить это всё, сказать, что такая должна быть стоимость, нельзя.

Своеобразным индикатором цены выступает товарно-сырьевая биржа (Санкт-Петербургская международная товарно-сырьевая биржа. Создана в 2008 году. — Прим. авт.). Каждый день, кроме субботы и воскресенья, там проходят торги. На бирже продают ресурсы различных заводов, в том числе и АНХК.

Крупные игроки рынка, такие как Роснефть, КрайсНефть, ОМНИ и БРК, покупают топливо на бирже. Роснефть, ОМНИ и КрайсНефть продают его примерно по одной цене. С конца того года у нас появился новый игрок — Газпромнефть. Конечно, для рынка появление вертикально интегрированной компании — благо. Они взяли десять заправок в аренду. Но это очень мало для такой территории, как Иркутск и Ангарск. Конкуренцию лидерам рынка Газпромнефть сможет составить, если у них будет 30-40 заправок. При этом пока что они держат цены на все виды топлива на 40-50 копеек ниже, чем у основных игроков.

БРК прирос за счёт приобретения заправок у КрайсНефти. И стал одним из серьёзных игроков, на которого тоже все должны обращать внимание. У компании немного другая ценовая политика. Она продаёт 98-й бензин на 70 копеек дешевле, чем у остальных. «Народный бензин» АИ-92 на БРК дешевле на один рубль — 1 рубль 20 копеек. И дизельное топливо реализует на два рубля дешевле. Это экономика компании, она сама её определяет.

Крупные игроки покупают ресурсы разных видов поставки. Можно приобрести топливо вагонами-цистернами, а можно на какой-нибудь из нефтебаз, расположенных на территории Иркутской области. Там же, на бирже, продаются ресурсы, производимые на Ачинском и Омском НПЗ. Покупатель смотрит цену, планирует, как ему с этого завода доставить до своих заправок или предприятия, где топливо будет использоваться.

После каждых торгов выходит пресс-лист, где описаны совершённые сделки, по какой цене, какие объёмы проданы. Насколько я знаю, у нас этой информацией владеет министерство экономического развития региона и областное управление Федеральной антимонопольной службы. Они держат руку на пульсе, контролируют ситуацию и при необходимости могут вмешаться в этот процесс.

— Что у нас происходило, когда мы вышли 9 января на работу: две недели продажи на бирже показывали рост как по бензину, так и по дизельному топливу. Почему? Во-первых, девять дней отдыха всегда негативно отражаются, потому что люди отдыхают, но не перестают ездить на машинах, различные производства продолжают работать. Нужно, чтобы на заправках было топливо, чтобы у тех, кто занимается его реализацией, были запасы. Когда мы вышли на работу, биржа среагировала на тот спрос, который появился.

В этот же процесс также может вмешиваться то, что у многих предприятий-производителей есть обязательные экспортные, внутренние или касающиеся различных муниципальных нужд контракты. Например, поставки для МВД, министерства обороны и МЧС. Это святая обязанность, которую любая компания, взявшая на себя эти обязательства на полгода или год, должна выполнить.

В январе крупные игроки начали закупать топливо, необходимое им для выполнения своих обязательств. Это и привело к росту цен на заправках. Стоимость дизельного топлива повышали в три этапа и подняли в среднем на 60 копеек. По бензину подорожание произошло в два этапа.

В последнюю неделю января на бирже сократились объёмы продаж, что, естественно, привело к подъёму цен. Что сегодня происходит? Пока бензин и дизельное топливо стабилизировались, но в европейской части России уже говорят о необходимости снижения цен. Только не на заправках, а мелким оптом, когда реализация идёт с нефтебаз. Но пока нет никаких предпосылок к тому, чтобы снижать цены на заправках на дизельное топливо и АИ-92.

Когда поднимается цена на бирже и ты покупаешь дорогой ресурс, поднимаешь цену, чтобы потом её опустить. Но это процесс не быстрый — нужно время, чтобы реализовать остатки дорогого топлива. Бензин, купленный сегодня на бирже, топливная сеть получит только через месяц, но всё это время ей надо будет продолжать торговать.

В январе в Иркутской области стартовал флешмоб: водители призывали друг друга по два месяца бойкотировать крупные топливные сети. Как относитесь к такой инициативе?

— Ну хорошо, я решил, что не буду ездить на конкретную заправку. Сегодня поеду на Крайс и буду там заправляться, через два месяца поеду в Роснефть. Цена та же самая. Ну и чего я добился?

В Иркутской области сложилась такая практика, что потребитель территориально привязан к какой-то конкретной заправке. Она устраивает его по разным причинам: удобное расположение, высокое качество обслуживания. Не понимаю, к какому результату приведет подобная акция. Таких людей всё равно будет мало. Владельцы сетей, конечно, это почувствуют, но не настолько, чтобы кричать «караул».

— Уже сейчас понятно, что в феврале бензина из Ангарска и Ачинска продадут меньше, чем в январе. И аналитики, и владельцы компаний прекрасно понимают ситуацию. Возможно, эти объёмы они будут наращивать или продадут вровень с январём, а может и не смогут восполнить и выдать аналогичные январским показатели. Думаю, что до середины февраля цены останутся неизменными. Несмотря на то что есть опасения по поводу их роста.

Также в феврале на заводах обычно начинается вывод установок в ремонт. Взять, к примеру, Московский НПЗ, он от нас за пять тысяч километров, значит, часть ресурсов из Омска пойдет на московский регион, к нам поставку сократят. Провала не будет, мы без топлива не останемся, но сколько в феврале на ту или иную территорию с того или иного завода будет поставлено, пока чётко не понятно.

Есть ли перспективы, что в 2017 году цены на топливо зафиксируются на какой-то отметке?

— Нет, можно однозначно сказать, что такого не произойдёт. Впереди нас ждут повышения акцизов. Естественно, это не мы с вами решаем, такова государственная политика. Повышение акцизов ляжет на плечи потребителей, повлияет на стоимость топлива, которая будет расти постепенно.

— Сложно сказать, на всё влияет общая экономика, внутренние бизнес-планы различных вертикально интегрированных компаний. Резкого падения цен точно не будет, как и чёткой, фиксированной цены на весь год. Скорее всего, произойдёт незначительное постепенное повышение.

Мы когда-то не верили, что бензин будет 40 рублей за литр, сегодня уже 98-й стабильно столько и 95-й к нему приближается.

За основу, как я уже сказал, берётся цена на бирже. Она не подлежит снижению, себе в убыток, естественно, никто не торгует. К ней топливные компании прибавляют торговую надбавку. Чем крупнее игрок, тем больше у него расходная часть. К тому же заправки являются объектами повышенной опасности, их нужно постоянно содержать, вкладывать в них деньги. Только при снижении цен на АЗС можно будет говорить об эффективном менеджменте и эффективной работе компании.

— Если мы говорим о некоем сговоре, то его нет и никогда не было. Каждый живёт со своей экономикой. У нас было много случаев в Иркутской области, когда крупные заправщики, например та же Роснефть, поднимали цену, а рынок стоял, и клиент, естественно, уезжал заправляться на другие АЗС.

Причём вслед за одной компанией цену начинают поднимать другие. Они рассуждают так: «Почему я теряю деньги? Почему не торгую в рынке?» Если по высокой цене покупают, значит, в этом есть потребность, если не покупают, стоимость начинает снижаться. Рынок регулирует цену на продукт.

Рынок — это когда есть товар, покупатель, а на другой стороне — продавец. На него одни факторы влияют, на меня другие. Мы договорились — я купил. Пока таких отношений у нас нет.

Пётр Петрончак в 1985 году окончил Ангарский политехникум Миннефтехимпрома СССР по специальности «Химическая технология переработки нефти и газа». Начинал свою профессиональную деятельность на Ангарском нефтехимическом комбинате (проработал на предприятии с 1967 по 1997 годы). Прошёл путь от слесаря по контрольно-измерительным приборам до начальника управления реализации продукции и маркетинга. С 1997 по 2000 год занимал должность начальника управления реализации нефтехимии и нефтепереработки в ООО «Сиданко-Ангарск». Руководил Ангарским управлением транспорта и логистики в ЗАО «Юкос Рефаининг-энд Маркетинг» (в 2000—2001 годах). С 2001 по 2008 годы был директором иркутского филиала ООО “Торговый дом «Юкос-М». Исполнял обязанности заместителя генерального директора по коммерческим вопросам ЗАО «Иркутскнефтепродукт» с 2008 по 2014 годы, заместителя генерального директора по розничным продажам и развитию — с 2015 года. В октябре 2016 года ушел на пенсию. В 1994 году награжден нагрудным знаком «Заслуженный работник Минтопэнерго России» за заслуги в развитии топливно-энергетического комплекса.

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

Http://www. irk. ru/news/articles/20170206/gasoline/

Структура Московского нефтеперерабатывающого завода в Капотне: 8 основных и 9 вспомогательных цехов, в составе которых 48 технологических установок. Данные об установке ЭЛОУ-АВТ-6. Технологическая схема установки трехкратного испарения нефти ЭЛОУ-АВТ.

Характеристика нефти и обоснование ассортимента получаемых из нее фракций. Краткое описание технологической схемы установки ЭЛОУ-АВТ, ее оборудование и условия эксплуатации. Материальный и тепловой баланс блока ЭЛОУ-АВТ и атмосферных колонн К-1 и К-2.

Системы теплообмена установок первичной переработки нефти. Методы решения задачи синтеза тепловых систем. Разработка компьютерной модели технологического процесса теплообмена. Описание схемы и общая характеристика установки ЭЛОУ-АТ-6 Киришского НПЗ28.

Общие сведения о первичной переработке нефти. Актуальность замены старого оборудования. Автоматизация и автоматизированные системы управления. Расчёт технико-экономических показателей реконструкции установки ЭЛОУ-АТ-6 на ООО “ПО Киришинефтеоргсинтез”.

Характеристика основных продуктов, полученных при первичной перегонке нефти. Описание установок по переработке Мамонтовской нефти. Материальные балансы завода по переработке, технологическая схема установки. Описание устройства вакуумной колонны.

Физико-химические свойства нефти и ее фракций, возможные варианты их применения. Проектирование топливно-химического блока нефтеперерабатывающего завода и расчет установки гидроочистки дизельного топлива для получения экологически чистого продукта.

Понятие каталитического риформинга. Влияние замены катализатора на увеличение мощности блока каталитического риформинга секции 200 на установке ЛК-6У Павлодарского нефтехимического завода после модернизации производства. Технологическая схема установки.

Общая характеристика нефти, определение потенциального содержания нефтепродуктов. Выбор и обоснование одного из вариантов переработки нефти, расчет материальных балансов технологических установок и товарного баланса нефтеперерабатывающего завода.

Производственный процесс как совокупность основных, вспомогательных и обслуживающих процессов на машиностроительном заводе. Формы специализации и производственная структура основных цехов предприятия. Организация предметно-замкнутых участков цехов.

История, состав, сырье и продукция завода. Промышленные процессы гидрооблагораживания дистиллятных фракций. Процессы гидрокрекинга нефтяного сырья. Гидроочистка дизельных топлив. Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6.

Понятия и определения автоматики. Электрообессоливающее устройство. Процесс обессоливания нефтей. Основные виды электрообессоливающих установок. Комплексная автоматизация. Расчет электродегидратора. Факторы развития автоматики. Частичная автоматизация.

Московский нефтеперерабатывающий завод в Капотне был запущен 4 апреля в 1938 году. За 69 лет постоянных реконструкций, модернизации оборудования и внедрения передовых технологий, часто не имеющих аналогов в мировой практике, благодаря высочайшему научно-производственному потенциалу, он прошел путь от выпуска низкооктанового бензина, соляра и битума к широкой номенклатуре продукции высокого качества.

Завод прошел нелегкий путь акционирования и приватизации, перевода хозяйственного механизма на рыночные рельсы.

Сейчас МНПЗ является одни из крупнейших предприятий топливно-химического профиля в Российской Федерации.

Мощность по переработке нефти 12150 тыс. тонн в год. Доля Московского НПЗ в общем объеме переработки нефти составляет 5,2-5,5%. По объему переработки Московский НПЗ входит в десятку российских заводов с самыми большими объемами переработки нефти – седьмое место.

Производственный потенциал завода поддерживают 48 технологических установок, спроектированных с учетом всех современных экологических норм.

Ассортимент выпускаемой продукции насчитывает более 190 наименований, в том числе: неэтилированные автомобильные бензины с улучшенными экологическими характеристиками, реактивное топливо, летние и зимние дизельные топлива с улучшенными экологическими характеристиками, котельное топливо, дорожные и строительные битумы, сжиженные газы, экологически чистый полипропилен и изделия из полипропилена и полиэтилена – 150 наименований и многое другое.

Контроль качества осуществляется лабораториями Испытательного центра завода, аккредитованного Госстандартом России в области испытаний продукции, атмосферного воздуха и сточных вод.

Завод имеет лицензии Госгортехнадзора России на 5 видов деятельности повышенной опасности, связанных с его функционированием. В том числе проектирование, монтаж оборудования, подготовка кадров, эксплуатация различных производств, ремонт и изготовление оборудования.

В настоящее время на МНПЗ имеется 8 основных и 9 вспомогательных цехов, в состав которых входит 48 технологических установок.

* установка производства нефтебитума (0,75 млн. тонн в год) с блоком по производству композитных материалов.

* установки каталитического риформинга Л-35-11/300М (0,3 млн. тонн в год) и ЛЧ-35-11/1000 (1 млн. тонн в год);

* установки гидроочистки дизельного топлива и керосина Л-24-5 (1,2 млн. тонн в год) и ЛЧ-24-2000 (2 млн. тонн в год);

* установка производства водорода конверсией метана (15 тыс. тонн в год);

* установка по производству и маркировке упаковочных пленок и расфасовке полипропилена;

* резервуарный парк по внутризаводским перекачкам и автоматизированному смешению бензинов и котельных топлив;

* установка ЭЛОУ-1,2 и участок реагентного хозяйства (1108 тыс. тонн в год).

* лаборатория по исследованию загрязнения атмосферного воздуха и сточных вод;

* лаборатория мониторинга процессов и улучшения качества продукции;

Принята в эксплуатацию одна из самых значимых установок первичной переработки сырой нефти ЭЛОУ-АВТ-6.

Введена автоматизированная система управления установкой ЭЛОУ-АВТ-6.

Выполнена модернизация оборудования на установке ЭЛОУ-АВТ-6 с заменой вакуумсоздающей системы, заменой насосов, электродвигателей, трансформаторов, заменой горелок печей и внутренних устройств колонны, монтажом распределительной системы управления технологическим процессом (РСУТП).

Замена насосного оборудования на установках АВТ-6 (замена 3-х насосов с монтажом системы ПАЗ), внедрение распределенной системы управления установки АВТ-6.

На установке первичной перегонки нефти ЭЛОУ-АВТ-6 во время капитального ремонта в июне 2005 года завершена программа по замене насосного оборудования. Замена морально устаревшего, изношенного и отработавшего назначенный ресурс насосного оборудования проводилась в пять этапов, начиная с 2001 года. В общей сложности было демонтировано и установлено 68 единиц насосного оборудования импортного и отечественного производства.

Проектная мощность комбинированной установки трехкратного испарения нефти ЭЛОУ-АВТ-6 – 6 млн. тонн в год, на сегодняшний день установка перерабатывает 1050 м3 нефти в час, т. е. порядка 7 млн. тонн в год.

Установка предназначена для обезвоживания и обессоливания сырой нефти и переработки обезвоженной и обессоленной нефти с целью получения продуктов первичной перегонки и полуфабрикатов – сырья установок каталитического риформинга, гидроочистки, газофракционирования, битумной, висбрекинга и каталитического крекинга.

Из сырой нефти, поступающей на установку по трубопроводу из товарно-сырьевого цеха, на блоке ЭЛОУ удаляются хлористые соли, вода и механические примеси.

Обессоленная и обезвоженная нефть по схеме прямого питания поступает на атмосферную часть установки, где отбираются светлые фракции НК-350°C, а мазут подается на вакуумный блок для получения фракций 350-420°C, 420-500°C и гудрона.

Отбираемая на АТ фракция НК-120°C направляется на блок стабилизации и вторичной перегонки с целью получения фракций НК-62°C,62-85°C и 85-120°C, а также головной фракции и сухого газа.

Блок электрообессоливания (ЭЛОУ) предназначен для подготовки нефти к переработке на атмосферно-вакуумном блоке (АВТ). Подготовка нефти заключается в удалении воды, хлористых солей Ca и Mg растворенных в воде и механических примесей из поступающей на завод нефти в виде эмульсий типа «вода-нефть» и «нефть-вода».

Атмосферный блок предназначен для разделения обессоленной и обезвоженной нефти путем нагрева и последующей конденсации паров на составляющие нефть фракции, различающиеся между собой температурами кипения (сухой газ, головную фракцию и фракции: НК-120°C, 120-180°C, 150-250°C, 240-290°C, 290-350°C, мазут (остаток атмосферной перегонки) – фракция выше 350°C).

Для более четкого разделения компонентов используется процесс ректификации – перегонка с противоточным взаимодействием восходящего потока (паровой фазы) и низходящего (жидкой фазы). Контактирование паров и жидкости происходит в ректификационных колоннах на специальных устройствах – тарелках при избыточном (выше атмосферного) давлении.

Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина предназначен для стабилизации (дебутанизации) фракции НК-120°C с получением жидкой газовой головки (С2-С4) и углеводородного газа и последующего разделения стабильной фракции НК-120°C на составляющие фракции: НК-62°C, 62-85°C, 85-120°C. Вторичная перегонка ведется по двухколонной системе.

Вакуумный блок предназначен для перегонки мазута (остаточного продукта атмосферного блока) с целью максимального отбора фракций 350-420°C, 420-500°C и гудрона. Процесс разделения на вакуумной блоке также основан на ректификации, но проводимой при остаточном (ниже атмосферного) давлении для снижения температуры кипения высококипящих компонентов мазута.

Блок печей предназначен для обеспечения необходимого теплового режима колонн и блоков: атмосферного, вакуумного и вторичной перегонки.

Блок утилизации предназначен для получения перегретого водяного пара за счет утилизации тепла дымовых и газовых печей.

На блоке реагентного хозяйства осуществляется приготовление рабочих растворов щелочи, ингибиторов и нейтрализаторов.

Сырьем установки ЭЛОУ-АВТ-6 является сырая нефть, которая поступает на завод по трубопроводу в товарно-сырьевой цех. После переработки нефти на установке получаются следующие продукты:

* фракция 120-180°C с блока атмосферной перегонки и фракция 85-120°C с блока стабилизации и вторичной перегонки бензина идет на установки каталитическеского риформинга Л-35-11/300М и ЛЧ-35-11/1000 (повышение качества и эксплуатационных показателей продуктов);

* компонент дизельного топлива (фракции 290-350°C) с блока атмосферной перегонки поступают на установку гидроочистки Л-24-2000 (удаление серы);

* гудрон (фракция >500°C) с блока вакуумной перегонки направляется на производство нефтебитума, а также на установку висбрекинга АТ-Висбрекинг для снижения вязкости гудрона (особенно в зимний период) с целью производства котельного топлива;

* часть фракции НК-120°C с блока атмосферной перегонки поступает на установку вторичной перегонки бензина Л-22-4;

* вакуумный дистиллят (фракции 350-420°C, 420-500°C)с блока вакуумной перегонки – на установку каталитического крекинга Г-43-107;

* смесь газовых компонентов стабилизации прямогонных бензинов (рефлюкс стабилизации) с блока стабилизации и вторичной перегонки бензина – на установку газофракционирования ГФУ-2;

* авиационный керосин (фракция 150-250°C) с блока атмосферной перегонки направляется в парк готовой продукции;

* компоненты товарного автомобильного бензина (фракции НК-62°C и 62-85°C) с блока стабилизации и вторичной перегонки бензина – в парк готовой продукции.

* компонент дизельного топлива (фракция 240-290°C) с блока атмосферной перегонки поступает в парк готовой продукции.

Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и т. д.)

Воздушный холодильник дополнительного верхнего циркуляционного орошения К-10

Воздушный холодильник соленой воды (исп. 2 секции, 4 секции исп. под охлаждение фр. 290-350С)

Технологическая схема установки трехкратного испарения нефти ЭЛОУ-АВТ *

1 – теплообменник; 2 – электродегпдратор; 3 – колонна частичного отбензинпвания нефти; 4 – конденсатор, холодильник; 5 – емкость; 6, 9, 15 – трубчатые печи; 7 – атмосферная колонна; 8 – отпарная колонна; 10 – вакуумная колонна; 11 – трехступенчатый пароэжекторный вакуумный насос; 12 – газосепаратор; 13 – отстойник; 14 – дибутанизатор бензина; 16, 17, 18, 19 – колонны вторичной перегонки бензина; 20 – кипятильник.

I – нефть; II – деэмульгатор; III – содо-щелочной раствор; IV – оборотная вода; V – соленая вода; VI – легкий бензин и газ; VII – отбеизиненная нефть; VIII – тяжелый бензин; IX – фракция 180-220°С; X – фракция 220-280°С; XI – фракция 280-350°С; XII – водяной пар; XIII – мазут; XIV – газы разложения; XV – нефтепродукт; XVI – водный конденсат; XVII – легкий вакуумный газойль; XVIII – широкая масляная фракция; XIX – затемненная фракция; XX – гудрон; XXI – нестабильный бензин; XXII – сжиженная фракция С2-С4; XXIII – углеводородный газ; XXIV – фракция С5-62°С; XXV – фракция 62-105°С; XXVI – фракция 62-85°С; XXVII – фракция 85-105°С; XXVIII-фракция 105-140°С; XXIX – фракция 140-180 °С.

* схема не является точной для установки ЭЛОУ-АВТ-6 на Московском ПНЗ, существуют конструктивные и технологические отличия.

В процессе электрообессоливания из нефти совместно с солями выделяются механические примеси и металлоорганические соединения никеля, ванадия и других металлов. Вместе с ними выделяются также соединения мышьяка, отравляющего платиновый катализатор риформинга. Последний процесс особенно эффективен при глубоком обессоливании нефти (до 5 мг/л хлористых солей и менее).

В процессе обессоливания также должны быть выделены хлористые соли, находящиеся в нефти в кристаллическом состоянии.

Выделение воды, содержащей хлористые кристаллические соли, из нефти проводится с целью защиты оборудования от воздействия комбинированной коррозии, отложения в змеевиках печей и теплообменниках механических примесей и солей.

Сырье блока ЭЛОУ: нефть сырая, концентрация хлористых солей не более 900 мг/дм3; массовая доля воды не более 1%; массовая доля механических примесей не более 0,05%; давление насыщенных паров не более 66,7 кПа (ГОСТ 9965-76).

Продукт блока ЭЛОУ: нефть обессоленная и обезвоженная, концентрация хлористых солей не более 5мг/дм3; массовая доля воды не более 0,1%; массовая доля воды после подачи щелочного раствора (защелачивания) не более 0,3% (СТП 019906-401101-87).

Большая часть нефти поступающей на НПЗ представляет собой водную эмульсию типа «вода-нефть» в которой вода находится в виде капелек с преобладающими диаметрами 2-5 мкм. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью. С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления в нефть вводят поверхностно-активные вещества – деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют и при термохимическом, и при электрохимическом обезвоживании нефтей. Расход деэмульгаторов для каждой нефти определяется экспериментально – колеблется от 0,002 до 0,005% (масс.) на 1 тонну нефти.

Разрушая поверхностную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию (коалесценции) капелек воды в более крупные капли, которые при отстое эмульсии оседают быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80-160°C), так как при этом размягчается адсорбционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т. е. улучшаются условия для слияния и оседания капель. Следует отметить, что при температурах более 160°C вязкость нефти меняется мало, поэтому эффект действия деэмульгаторов увеличивается незначительно.

На МНПЗ применятся неионогенный деэмульгатор «Диссольван», подающийся одним потоком по трубопроводу, который врезан в приемную линию нефти непосредственно после основной задвижки на выходной эстакаде.

Так же, на прием сырьевых насосов в нефть вводят содо-щелочной раствор, нейтрализующий органические кислоты, увеличивающий электропроводность воды для улучшения процесса коалесценции и предотвращающий сероводородную коррозию аппаратов. Помимо содо-щелочного раствора в поток нефти добавляют речную воду для увеличения эффективности вымывания кристаллов солей.

Нефть из теплообменников при температуре 80-160°C подается в электродегидраторы через распределители, создающие равномерный поток нефти в электрическом поле снизу вверх. При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле высокого напряжения (до 35 кВ) частицы воды, заряженные отрицательно, передвигаются внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов, капля вытягивается острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения происходят с частотой, равной частоте промышленного тока 50 Гц. При этом отдельные капли, стремясь передвигаться по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом, в результате чего они укрупняются и под действием сил тяжести, превышающих силы электрического притяжения, оседают в электродегидраторе вместе с растворенными в них солями.

Процесс ведется и под давлением 0,3-1,7 МПа, исключающим возможность испарения воды и кипения нефти.

Процесс обессоливания и обезвоживания нефти на блоке ЭЛОУ производится в аппаратах, называемых электродегидраторами. Электродегидраторы представляют собой емкости, работающие при температуре 80-160°C и давлении 0,3-1,8 МПа.

* цилиндрические вертикальные с круглыми горизонтальными электродами и подачей нефти в межэлектродное пространство;

* шаровые с кольцевыми электродами и подачей нефти в межэлектродное пространство;

* цилиндрические горизонтальные с прямоугольными электродами и подачей нефти в низ аппарата под слой отстоявшейся воды.

Http://archive. fo/52pdm

Нефтеперерабатывающие заводы страны выпускают большое количество бензинов самого разнообразного назначения.  [1]

Ведущие нефтеперерабатывающие заводы страны – Уфимский им. XXII съезда КПСС, Ново-Уфимский, Новокуйбышевский, HoiBo – ГорькО ВСкий, Волгоградский и другие-затраци-вают на комплексную автоматизацию значительные материальные и денежные средства.  [2]

На нефтеперерабатывающих заводах страны эксплуатируются установки по гидроочистке прямогон-ных бензиновых, керосиновых, дизельных фракций, вакуумного дистиллята, компонентов смазочных масел. Мощность установок по перерабатываемому сырью колеблется от 300 до 2000 тыс. т / год. Мощность установок для гидроочистки бензина составляет 300 – 1000 тыс. т / год, керосина – 600 – 2000 тыс. т / год, дизельного топлива – 1200 – 2000 тыс. т / год, компонентов смазочных масел 300 – 600 тыс. т / год, вакуумного дистиллята 600 – 2000 тыс. т / год.  [3]

Общая экономия электроэнергии на нефтеперерабатывающих заводах страны ( по оценке на 1975 г.) может составить 15 – 20 млрд. кВт – ч ( 50 – 70 млрд. МДж) в год.  [4]

Наряду с этим на нефтеперерабатывающих заводах страны плохо еще обстоят дела с организацией сбора и подготовки легкого углеводородного сырья для химической промышленности; производство индивидуальных углеводородов: бутана, изобутана, бутиленов, изопентана, изоамиленов, пентана и других углеводородов, в которых так остро нуждается развивающаяся нефтехимическая промышленность, практически не налажено. Отсутствуют удовлетворительные решения по проектированию комплексного нефтеперерабатывающего и нефтехимического предприятия, хотя в наших институтах уже наметился твердый путь к комплексному использованию нефтяного сырья как в направлении переработки его в моторные топлива и масла, так и в направлении развития промышленности органического синтеза.  [5]

В настоящее время на ряде нефтеперерабатывающих заводов страны действуют установки Парекс, на которых производят высокочистые жидкие парафины – сырье для получения кормовых белков. Жидкие парафины на установках Парекс выделяют из газосырьевой смеси с помощью синтетических цеолитов.  [6]

Вместе с тем на ряде нефтеперерабатывающих заводов страны в процесс коксования вовлекаются остатки нефти. Таким образом, проблема получения малосернистого электродного кокса из сернистого сырья, ресурсы которого неограничены, стоит достаточно остро и требует своего решения.  [7]

Производство различных катализаторов для всех нефтеперерабатывающих заводов страны сконцентрировано в специальных катализаторных цехах на крупных нефтеперерабатывающих заводах. Это позволяет сырьевое и реагентное хозяйство различных катализаторных производств сосредоточить в общих сырьевых блоках. Подобная организация производства ведет, как правило, к экономии капитальных затрат и снижению эксплуатационных расходов производства.  [8]

Материалы научных исследований широко внедрялись на многих нефтеперерабатывающих заводах страны ( г. Уфа, Са-лават, Ишимбай, Пермь, Сызрань, Волгоград, Фергана, Ярославль, Москва и др.), докладывались на республиканских научных конференциях, публиковались в журналах и сборниках трудов.  [9]

За десятилетие – 1961 – 1970 гг. общие мощности нефтеперерабатывающих заводов стран общего рынка возросли более чем в 3 раза – с 230 млн. до 557 млн. т в год, в результате чего эти страны стали крупнейшим после США центром нефтепереработки в капиталистическом мире. В настоящее время на них приходится более 70 % мощностей всех нефтеперерабатывающих заводов в Западной Европе и около 20 % – в капиталистическом мире.  [10]

Вся добываемая в стране нефть независимо от того, перерабатывается пи она на нефтеперерабатывающих заводах страны или часть ее поставляется на экспорт, обязательно проходит через ЭЛОУ, а иногда дважды: на нефтепромыслах и на нефтеперерабатывающих предприятиях. Нетрудно подсчитать, что в 1975 г. только на ЭЛОУ потеряно по норме около 2 млн. т нефти.  [11]

Союзглавнефть совместно с Миннефтехимпромом СССР и В / О Союзнефтеэкспорт осуществляют согласование производства экспортной продукции на нефтеперерабатывающих заводах страны и затем в зависимости от районов производства и направлений отгрузки нефтепродуктов на экспорт определяют поставщиков с учетом требований нормальных грузопотоков нефтепродуктов и их рациональных перевозок.  [12]

Была показана возможность производства разных марок дорожных и строительных битумов из гудрона западно-сибирской нефти, поставляемой на большую часть нефтеперерабатывающих заводов страны. Установлены удельные расходы воздуха на производство битума той или иной марки.  [13]

Использование газового конденсата в нефтехимии позволяет ориентироваться на строительство крупнотоннажных агрегатов по производству олефинов с единичной мощностью технологического комплекса 300 тыс. т этилена в год без строительства нефтеперерабатывающих заводов, а также создает условия для строительства зональных заводов по производству ароматических углеводородов, единичная мощность которых может превысить современный уровень производства их на всех нефтеперерабатывающих заводах страны.  [14]

Http://www. ngpedia. ru/id22910p1.html

Купить вибросито для щебня производительность от 70 тсколько стоит курс aowdвибросито

Сколько стоит танк? Танк Т-90 – это как раз то, что Вам надо! Характеристики танка Т-90

Сколько стоит iPhone 4 в Москве, а можно так его продать за 300000 аа. 1. 7 Oct at pm. Show all 7 comments. Darya Sharova.

Сколько стоит сыр в России? Супермаркет Перекресток. Москва. Стоимость сыра в России.

Сколько стоит вибросито вт 208. Каталог Кулер для воды напольныйМодель “HotFrost V205 BST

Сколько стоит вибросито, Шибан дробильные оборудования пригодны для переработки щебня

Сколько стоит вибросито. Вибросито ВС-3 — высокопроизводительная сеялка песка. 1.

Сколько стоит вибросито вт 208,Шибан дробильные оборудования пригодны для переработки

Сколько стоит айфон 4s, какой размер и сколько он стоит, и чем отличается от айфон 4?

Сколько стоит виброситотехнические характеристики молотковой дробилки 350 т/

Сколько стоит вибросито вт 208 | kfdпо кукурузной крупе: 1,0 т/ч Мощность двигателя:

Сколько стоит вибросито вт 208. Грохоты вибрационные (вибросито) – ООО ВИБРОТЕХНИК

Сколько стоитдробление скрининг линии 400 т/в иркутсе и сколькоВибросито

Сколько стоит вибросито. вибрационный грохот cs3600/2 производительностью до 150 т/ч

Вы просмотрели текст «сколько стоит трактор т 40», который находится в разделе «Тракторы».

Сколько стоит СПЕЦТЕХНИКАНовая резина, аккумулятор 140 А Трактор хтз Т 16 видео https:

Сколько стоит всколько стоит вибросито;монтаж дробилки транспортера ресивера и т д

Сколько стоит вибросито вт 208.за Peridot стоит сам экс-сенатор отобъемом 2м³ в т. ч. одна

Сколько стоит всколько стоит вибросито;монтаж дробилки транспортера ресивера и т д

Сколько стоит абонемент в т. з?сколько стоит в среднем абонемент в тренажерный зал в Корее?

Сколько стоит вибросито вт 208 | kfdпр-т. Амортизатор вибросита вибрационный Цена:

Разработка и производство 30 т / ч до 1000 тсколько стоит пружина наработы вибросито

Дисковый Онлайн поддержка. зип на вибросито деррик. сколько стоит вибросито сот. д

Сколько стоит вибросито вт 208 | kfdпр-т. Амортизатор вибросита вибрационный Цена:

Разработка и производство 30 т / ч до 1000 тсколько стоит пружина наработы вибросито

Сколько стоит пружина на грохот. вибросито наножа на дробилку и тсколько стоит

Вибросито, объявления с ценами и фото, где купитьсколько стоит вибросито вт 208.сколько

Сколько стоитТ-80УД “Береза” 2 млн. $us Т-90С 2,4 млн. $us БТР-80 300 тыс. $us 3 СУ-23-4 “Шилка” 140 тыс. $us

» сколько стоит двухвальцовая5 производительностью 30 т/вибросито для песка

Http://maori. in/ruore/19834-%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%BB%D1%8C%D0%BA%D0%BE-%D1%81%D1%82%D0%BE%D0%B8%D1%82-%D0%B2%D0%B8%D0%B1%D1%80%D0%BE%D1%81%D0%B8%D1%82%D0%BE-%D1%82.html

Еще 3-4 назад некоторые белорусские экономисты утверждали, что ОАО «Нафтан» и ОАО «Мозырский НПЗ» можно продать за сумму никак не меньше USD6 млрд. Новые условия импорта российской нефти заметно снизили инвестиционную привлекательность отечественных НПЗ

В то время получалось, что стоимость двух белорусских НПЗ при 100%-ной загрузке производственных мощностей и объемом переработки около 10 млн. т нефти в год практически равнялась рыночной капитализации 6ти ведущих российских НПЗ («Ярославнефтеоргсинтез», Саратовский НПЗ, «Уфанефтехим», Уфимский НПЗ, Ново-Уфимский НПЗ и «Салаватнефтеоргсинтез»), совокупный объем переработки которых составлял около 44,4 млн. т нефти в год при их средней загрузке мощностей на уровне 73%.

Заместитель генерального директора Мозырского НПЗ по экономике Евгений Артюшенко, отвечая на опросы журналистов в конце 2007 года, сказал что «цена замещения» (т. е. восстановительная стоимость – replacement cost) завода составляет оценочно 2- 2,5 млрд. USD – то есть 200-250 USD за проектную тонну. Он отметил, что это субъективная оценка, основанная на представлении о том, сколько может стоить НПЗ аналогичной мощности, построенный с нуля со всей инфраструктурой.

Эксперты считают, что подобная оценка НПЗ представляется одной из возможных. Хотя на практике стоимость различных проектов по строительству НПЗ сильно разнится, тем не менее, 3 года назад расходы на строительство оценивались в среднем примерно около 400 USD за одну проектную тонну.

По мнению директора аналитической компании Frontier Markets Research (Москва) Георгия Еремина, для сравнительной оценки белорусских НПЗ наиболее подходит финальная сделка проекта польской нефтяной компании PKN Orlen по приобретению 100% литовской Mazeikiu Nafta – выкуп доли миноритариев, завершенный в ноябре 2007 года. На дату объявления о сделке (январь 2007 г.) фактическая мощность Mazeikiu Nafta составляла около 10 млн. т в год, т. е. на уровне мощности белорусских заводов. PKN Orlen выкупила 5,06% акций Mazeikiu Nafta за 137,72 млн. USD. Таким образом, общая стоимость предприятия составляет 2.721,14 млн. USD, или 272,17 USD за тонну переработки.

Однако, по мнению Г. Еремина, белорусские НПЗ необходимо оценивать с дисконтом к Mazeikiu Nafta по ряду причин:

– высокий риск ухудшения финансового состояния белорусских НПЗ (снижение рентабельности, увеличение долговой нагрузки) в случае очередного ужесточения условий поставки российской нефти – основного сырья заводов – и правил экспорта выработанных из нее нефтепродуктов;

– острая необходимость технического перевооружения белорусских НПЗ;

– белорусские НПЗ сильно подвержены специфическим страновым рискам, присущим Беларуси, в отличие от Mazeikiu Nafta, являющейся резидентом страны-члена Евросоюза;

– белорусские НПЗ в силу объективных политических и экономических реалий Беларуси находятся под жесточайшим контролем государства, в отличие от Mazeikiu Nafta, являющейся 100%-но частной компанией.

По мнению Г. Еремина, 3-4 года назад стоимость Мозырского НПЗ следовало оценивать с 30%-ным дисконтом к стоимости Mazeikiu Nafta.

Новые условия импорта российской нефти заметно снизили инвестиционную привлекательность отечественных НПЗ.

Причина не только в том, что оба завода сейчас работают на 65-66% своей мощности. В конце концов, для них экономически более целесообразно перерабатывать не 22 млн. т нефти, как это было в последние годы вплоть до 2010 года, а 15,8 млн. т (каждому примерно по 8 млн. т).

На фоне резкого роста цен на нефть никто нефтяников не освободил от поставок по дисконтным ценам сырья для нефтехимии, а также от обязанности субсидировать внутренний рынок горючего (хотя и в гораздо меньшем объеме).

Повышение цен на горючее на внутреннем рынке за неполные полгода уже примерно на 15% – вынужденная мера в условиях жесткого регулирования внутреннего рынка нефтепродуктов. Дальше сдерживать цены нет возможности, ибо НПЗ должны иметь хотя бы минимальную рентабельность (5-7%), чтобы продолжать производственный цикл.

По данным Белстата, объем производства продукции на предприятиях химической и нефтехимической промышленности Беларуси в первом квартале 2010 года увеличился на 29% по сравнению с аналогичным периодом 2009-го и составил 3,581 трлн. BYR. Но при этом реализация продукции в нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности в январе-феврале была убыточной – рентабельность составила, соответственно, минус 0,3% и минус 10%.

Как ни парадоксально, но при этом в первом квартале текущего года оба белорусских НПЗ перечислили в бюджет около 480 млн. USD, в то время как за аналогичный прошлогодний период отчисления составили лишь 260 млн. USD. Кроме того, за этот период в нефтепереработке сложилось положительное сальдо: 65 млн. USD, в то время как в прошлом году сальдо было отрицательным и составляло 74 млн. USD.

Безусловно, бюджет пополнился нефтедолларами благодаря прежде всего переходящему остатку «дешевой» нефти, которой оба НПЗ запаслись с прошлого года, а также по причине февральского «бонуса», когда заводам разрешили работать только на беспошлинной нефти. К тому же в этот период были повышены акцизы и на 9% – цены на нефтепродукты.

Однако ситуация в нефтянке будет ухудшаться, учитывая, что НПЗ уже использовали львиную долю беспошлинной российской нефти из предусмотренной 6,3 млн. т. Между тем, эффективно работать исключительно с российской нефтью, поставляемой со стандартной пошлиной, белорусские НПЗ не могут.

На пресс-конференции в конце апреля замминистра экономики Анатолий Филонов признал, что белорусским НПЗ экономически нецелесообразно работать с нефтью, поставляемой в Беларусь с уплатой 100%-й пошлины. Если, к примеру, в апреле за беспошлинную нефть заводы платили 258 USD/т, то с уплатой 100%-й пошлины цена достигала 550 USD/т. Такую нефть, по словам А. Филонова, могут перерабатывать лишь заводы, способные обеспечить высокий выход светлых нефтепродуктов – это значит, имеющие глубину переработки 93%.

Белорусским НПЗ пока далеко до такого уровня – сейчас она достигает 70-75%. Ранее планировалось к 2011 году достичь глубины переработки глубина до уровня 92%. Однако в условиях резкого ухудшения поставок нефти моернизационные проекты, скорее всего, будут отодвинуты.

Правда, есть альтернативная возможность достичь рентабельной переработки «дорогой» нефти – для этого нужно повысить цены на нефтепродукты для внутреннего рынка на 70%. Очевидно, что на такой шаг правительство в сложившейся ситуации не решится.

В последнее время представители белорусской власти не единожды заявляли, что вот-вот состоится продажа белорусского нефтеперерабатывающего комплекса «Нафтан-Полимир».

«Мы находимся в состоянии низкого старта», заявил первый вице-премьер Беларуси Владимир Семашко в декабре 2009 года. Александр Лукашенко уточнил: «Вопрос только в одном – сколько заплатите. Мы давно пошли на приватизацию того или иного предприятия, на которое положили глаз многие и в Америке, и в Европе, и РФ. Но нам пока не дали ту цену, которую мы хотим. Будет нормальная цена, будут соблюдены наши условия – мы на это пойдем».

При этом, по его словам, всего при приватизации должно соблюдаться около 20-25 условий. В частности, заработная плата за 3 года на предприятии должна увеличиться как минимум в 2 раза, ни один человек не должен быть «выброшен с производства», налоги необходимо увеличить минимум в 1,5-2 раза, модернизировать производство. Отметим, что во время прошлогоднего визита в Литву, А. Лукашенко предложил желающим инвестировать в «Нафтан» 3 млрд. USD.

Российские компании «Лукойл» и «Роснефть» действительно ранее проявляли интерес к приватизации белорусского нефтехимического комплекса, однако в период кризиса переговоры по этому вопросу не велись и сейчас эта тема предметно не обсуждается.

Тем не менее, президент НК «Роснефть» Сергей Богданчиков 15 декабря 2010 года заявил журналистам, его компания ведет переговоры с Беларусью по поводу возможного приобретения НПЗ «Нафтан». По его словам, этот актив представляет интерес для компании, однако участие компании в приватизации данного актива зависит от условий, которые пока не объявлены. Он неслучайно сделал оговорку насчет условий приватизации «Нафтана». Белорусское правительство в 2004 году на пике повышенного интереса российских компаний к белорусской нефтянке уже объявляла о продаже госпакетов акций «Нафтана» и «Полимира» в «паре». Однако после того, как были озвучены инвестиционные условия конкурса, ни одной заявки не поступило.

Участие российских нефтяных компаний в приватизации белорусских НПЗ, в том числе ОАО «Нафтан», оговорено также проектом Программы расширения российско-белорусского сотрудничества в топливно-энергетической сфере, которую стороны пока не подписали. В документе среди потенциальных покупателей «Нафтана» называются компании «Роснефть» и «Лукойл». Но, как отмечено, их участие в приватизации завода возможно лишь при условии обеспечения контроля за работой новополоцкого НПЗ. По этой причине Москва настаивает на подписании соглашения об условиях участия российских нефтяных компаний в деятельности субъектов белорусского ТЭКа.

Можно предположить, что в этом документе РФ постарается учесть опыт неудачной, по ее мнению, фьючерсной сделки с «Белтрансгазом», которая мало того, что растянута на 4 года, но в итоге не дает права Газпрому контролировать деятельность созданного белорусско-российского СП.

Возможность покупки нефтеперерабатывающих активов в зоне Таможенного союза готова рассмотреть российско-британская нефтяная компания ТНК-BP. Об этом в интервью Reuters в начале 2010 г года заявил исполнительный вице-президент компании ТНК-ВР по переработке и маркетингу Дидье Бодранд. Для ТНК-ВР важно иметь собственные НПЗ, так как ставку в своем нефтяном бизнесе компания делает на переработку сырья, не на его экспорт. Сейчас ТНК-BP владеет 21,25% акций Мозырского НПЗ, и на определенных условиях компания могла бы увеличить свою долю. Ее интерес к Мозырскому НПЗ абсолютно логичен. В прошлом году «Газпром нефть» и ТНК-ВР завершили раздел сбытовых активов компании «Славнефть», размещенных в Беларуси и уже с октября самостоятельно осуществляли поставки нефти на Мозырский НПЗ.

Белорусские чиновники не верят, что продажа отечественных НПЗ российским компания способна изменить сложившуюся ситуацию с импортом российской нефти. «Если РФ не отменит пошлину на нефть при поставках нефти в Беларусь, какой смысл в приватизации заводов?», – сказал представитель профильного министерства.

Вообще-то такая постановка вопроса уместна, если обратиться к опыту приватизации украинских НПЗ. Комментируя ситуацию, украинский эксперт, президент Центра глобалистики «Стратегия ХХI» Михаил Гончар отметил, что приватизация нефтеперерабатывающих мощностей в Украине, начавшаяся в середине 90-х годов, осуществлялась в отрыве от решения двух важных задач: модернизации НПЗ и диверсификации нефтепоставок.

«Считалось, что новые собственники НПЗ (а это – русские компании) обеспечат и восстановление нефтепереработки в докризисных объемах, и модернизацию предприятий. Однако этого практически не произошло. Потому как новые собственники, получив в ходе непрозрачного процесса перерабатывающие мощности за символические средства и достаточно условные инвестиционные обязательства, ставили целью максимизацию прибылей и минимизацию затрат за счет максимального использования остаточного технического ресурса украинской нефтепереработки», – отметил М. Гончар. В результате переработка нефти в Украине, достигнув пика в 2003-2004 года, дальше стала постоянно сокращаться.

По мнению украинского эксперта, Беларусь, имея достаточно модернизированную нефтепереработку, не может обойтись без международной кооперации, без вхождения в альянс путем слияния с ведущими концернами, хотя бы из стран Центральной Европы.

На наш взгляд, такой сценарий маловероятен хотя бы по той причине, что такой сотрудничество станет убийственным раздражителем для РФ, которая сохраняет льготные условия поставок нефти в Беларусь (беспошлинная квота в размере 6,3 млн. т). Между тем, как отмечалось выше, работать по мировым ценам отечественные НПЗ сегодня не способны.

Поэтому наиболее вероятен другой сценарий – Беларусь в торге за условия приватизации отечественных НПЗ будет настаивать на отмене таможенной пошлины на импортируемые в страну российские нефть и нефтепродукты.

Http://bdg. by/analytics/414.html

Структура Московского нефтеперерабатывающого завода в Капотне: 8 основных и 9 вспомогательных цехов, в составе которых 48 технологических установок. Данные об установке ЭЛОУ-АВТ-6. Технологическая схема установки трехкратного испарения нефти ЭЛОУ-АВТ.

Характеристика нефти и обоснование ассортимента получаемых из нее фракций. Краткое описание технологической схемы установки ЭЛОУ-АВТ, ее оборудование и условия эксплуатации. Материальный и тепловой баланс блока ЭЛОУ-АВТ и атмосферных колонн К-1 и К-2.

Системы теплообмена установок первичной переработки нефти. Методы решения задачи синтеза тепловых систем. Разработка компьютерной модели технологического процесса теплообмена. Описание схемы и общая характеристика установки ЭЛОУ-АТ-6 Киришского НПЗ28.

Общие сведения о первичной переработке нефти. Актуальность замены старого оборудования. Автоматизация и автоматизированные системы управления. Расчёт технико-экономических показателей реконструкции установки ЭЛОУ-АТ-6 на ООО “ПО Киришинефтеоргсинтез”.

Характеристика основных продуктов, полученных при первичной перегонке нефти. Описание установок по переработке Мамонтовской нефти. Материальные балансы завода по переработке, технологическая схема установки. Описание устройства вакуумной колонны.

Физико-химические свойства нефти и ее фракций, возможные варианты их применения. Проектирование топливно-химического блока нефтеперерабатывающего завода и расчет установки гидроочистки дизельного топлива для получения экологически чистого продукта.

Понятие каталитического риформинга. Влияние замены катализатора на увеличение мощности блока каталитического риформинга секции 200 на установке ЛК-6У Павлодарского нефтехимического завода после модернизации производства. Технологическая схема установки.

Общая характеристика нефти, определение потенциального содержания нефтепродуктов. Выбор и обоснование одного из вариантов переработки нефти, расчет материальных балансов технологических установок и товарного баланса нефтеперерабатывающего завода.

Производственный процесс как совокупность основных, вспомогательных и обслуживающих процессов на машиностроительном заводе. Формы специализации и производственная структура основных цехов предприятия. Организация предметно-замкнутых участков цехов.

История, состав, сырье и продукция завода. Промышленные процессы гидрооблагораживания дистиллятных фракций. Процессы гидрокрекинга нефтяного сырья. Гидроочистка дизельных топлив. Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6.

Понятия и определения автоматики. Электрообессоливающее устройство. Процесс обессоливания нефтей. Основные виды электрообессоливающих установок. Комплексная автоматизация. Расчет электродегидратора. Факторы развития автоматики. Частичная автоматизация.

Московский нефтеперерабатывающий завод в Капотне был запущен 4 апреля в 1938 году. За 69 лет постоянных реконструкций, модернизации оборудования и внедрения передовых технологий, часто не имеющих аналогов в мировой практике, благодаря высочайшему научно-производственному потенциалу, он прошел путь от выпуска низкооктанового бензина, соляра и битума к широкой номенклатуре продукции высокого качества.

Завод прошел нелегкий путь акционирования и приватизации, перевода хозяйственного механизма на рыночные рельсы.

Сейчас МНПЗ является одни из крупнейших предприятий топливно-химического профиля в Российской Федерации.

Мощность по переработке нефти 12150 тыс. тонн в год. Доля Московского НПЗ в общем объеме переработки нефти составляет 5,2-5,5%. По объему переработки Московский НПЗ входит в десятку российских заводов с самыми большими объемами переработки нефти – седьмое место.

Производственный потенциал завода поддерживают 48 технологических установок, спроектированных с учетом всех современных экологических норм.

Ассортимент выпускаемой продукции насчитывает более 190 наименований, в том числе: неэтилированные автомобильные бензины с улучшенными экологическими характеристиками, реактивное топливо, летние и зимние дизельные топлива с улучшенными экологическими характеристиками, котельное топливо, дорожные и строительные битумы, сжиженные газы, экологически чистый полипропилен и изделия из полипропилена и полиэтилена – 150 наименований и многое другое.

Контроль качества осуществляется лабораториями Испытательного центра завода, аккредитованного Госстандартом России в области испытаний продукции, атмосферного воздуха и сточных вод.

Завод имеет лицензии Госгортехнадзора России на 5 видов деятельности повышенной опасности, связанных с его функционированием. В том числе проектирование, монтаж оборудования, подготовка кадров, эксплуатация различных производств, ремонт и изготовление оборудования.

В настоящее время на МНПЗ имеется 8 основных и 9 вспомогательных цехов, в состав которых входит 48 технологических установок.

* установка производства нефтебитума (0,75 млн. тонн в год) с блоком по производству композитных материалов.

* установки каталитического риформинга Л-35-11/300М (0,3 млн. тонн в год) и ЛЧ-35-11/1000 (1 млн. тонн в год);

* установки гидроочистки дизельного топлива и керосина Л-24-5 (1,2 млн. тонн в год) и ЛЧ-24-2000 (2 млн. тонн в год);

* установка производства водорода конверсией метана (15 тыс. тонн в год);

* установка по производству и маркировке упаковочных пленок и расфасовке полипропилена;

* резервуарный парк по внутризаводским перекачкам и автоматизированному смешению бензинов и котельных топлив;

* установка ЭЛОУ-1,2 и участок реагентного хозяйства (1108 тыс. тонн в год).

* лаборатория по исследованию загрязнения атмосферного воздуха и сточных вод;

* лаборатория мониторинга процессов и улучшения качества продукции;

Принята в эксплуатацию одна из самых значимых установок первичной переработки сырой нефти ЭЛОУ-АВТ-6.

Введена автоматизированная система управления установкой ЭЛОУ-АВТ-6.

Выполнена модернизация оборудования на установке ЭЛОУ-АВТ-6 с заменой вакуумсоздающей системы, заменой насосов, электродвигателей, трансформаторов, заменой горелок печей и внутренних устройств колонны, монтажом распределительной системы управления технологическим процессом (РСУТП).

Замена насосного оборудования на установках АВТ-6 (замена 3-х насосов с монтажом системы ПАЗ), внедрение распределенной системы управления установки АВТ-6.

На установке первичной перегонки нефти ЭЛОУ-АВТ-6 во время капитального ремонта в июне 2005 года завершена программа по замене насосного оборудования. Замена морально устаревшего, изношенного и отработавшего назначенный ресурс насосного оборудования проводилась в пять этапов, начиная с 2001 года. В общей сложности было демонтировано и установлено 68 единиц насосного оборудования импортного и отечественного производства.

Проектная мощность комбинированной установки трехкратного испарения нефти ЭЛОУ-АВТ-6 – 6 млн. тонн в год, на сегодняшний день установка перерабатывает 1050 м3 нефти в час, т. е. порядка 7 млн. тонн в год.

Установка предназначена для обезвоживания и обессоливания сырой нефти и переработки обезвоженной и обессоленной нефти с целью получения продуктов первичной перегонки и полуфабрикатов – сырья установок каталитического риформинга, гидроочистки, газофракционирования, битумной, висбрекинга и каталитического крекинга.

Из сырой нефти, поступающей на установку по трубопроводу из товарно-сырьевого цеха, на блоке ЭЛОУ удаляются хлористые соли, вода и механические примеси.

Обессоленная и обезвоженная нефть по схеме прямого питания поступает на атмосферную часть установки, где отбираются светлые фракции НК-350°C, а мазут подается на вакуумный блок для получения фракций 350-420°C, 420-500°C и гудрона.

Отбираемая на АТ фракция НК-120°C направляется на блок стабилизации и вторичной перегонки с целью получения фракций НК-62°C,62-85°C и 85-120°C, а также головной фракции и сухого газа.

Блок электрообессоливания (ЭЛОУ) предназначен для подготовки нефти к переработке на атмосферно-вакуумном блоке (АВТ). Подготовка нефти заключается в удалении воды, хлористых солей Ca и Mg растворенных в воде и механических примесей из поступающей на завод нефти в виде эмульсий типа «вода-нефть» и «нефть-вода».

Атмосферный блок предназначен для разделения обессоленной и обезвоженной нефти путем нагрева и последующей конденсации паров на составляющие нефть фракции, различающиеся между собой температурами кипения (сухой газ, головную фракцию и фракции: НК-120°C, 120-180°C, 150-250°C, 240-290°C, 290-350°C, мазут (остаток атмосферной перегонки) – фракция выше 350°C).

Для более четкого разделения компонентов используется процесс ректификации – перегонка с противоточным взаимодействием восходящего потока (паровой фазы) и низходящего (жидкой фазы). Контактирование паров и жидкости происходит в ректификационных колоннах на специальных устройствах – тарелках при избыточном (выше атмосферного) давлении.

Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина предназначен для стабилизации (дебутанизации) фракции НК-120°C с получением жидкой газовой головки (С2-С4) и углеводородного газа и последующего разделения стабильной фракции НК-120°C на составляющие фракции: НК-62°C, 62-85°C, 85-120°C. Вторичная перегонка ведется по двухколонной системе.

Вакуумный блок предназначен для перегонки мазута (остаточного продукта атмосферного блока) с целью максимального отбора фракций 350-420°C, 420-500°C и гудрона. Процесс разделения на вакуумной блоке также основан на ректификации, но проводимой при остаточном (ниже атмосферного) давлении для снижения температуры кипения высококипящих компонентов мазута.

Блок печей предназначен для обеспечения необходимого теплового режима колонн и блоков: атмосферного, вакуумного и вторичной перегонки.

Блок утилизации предназначен для получения перегретого водяного пара за счет утилизации тепла дымовых и газовых печей.

На блоке реагентного хозяйства осуществляется приготовление рабочих растворов щелочи, ингибиторов и нейтрализаторов.

Сырьем установки ЭЛОУ-АВТ-6 является сырая нефть, которая поступает на завод по трубопроводу в товарно-сырьевой цех. После переработки нефти на установке получаются следующие продукты:

* фракция 120-180°C с блока атмосферной перегонки и фракция 85-120°C с блока стабилизации и вторичной перегонки бензина идет на установки каталитическеского риформинга Л-35-11/300М и ЛЧ-35-11/1000 (повышение качества и эксплуатационных показателей продуктов);

* компонент дизельного топлива (фракции 290-350°C) с блока атмосферной перегонки поступают на установку гидроочистки Л-24-2000 (удаление серы);

* гудрон (фракция >500°C) с блока вакуумной перегонки направляется на производство нефтебитума, а также на установку висбрекинга АТ-Висбрекинг для снижения вязкости гудрона (особенно в зимний период) с целью производства котельного топлива;

* часть фракции НК-120°C с блока атмосферной перегонки поступает на установку вторичной перегонки бензина Л-22-4;

* вакуумный дистиллят (фракции 350-420°C, 420-500°C)с блока вакуумной перегонки – на установку каталитического крекинга Г-43-107;

* смесь газовых компонентов стабилизации прямогонных бензинов (рефлюкс стабилизации) с блока стабилизации и вторичной перегонки бензина – на установку газофракционирования ГФУ-2;

* авиационный керосин (фракция 150-250°C) с блока атмосферной перегонки направляется в парк готовой продукции;

* компоненты товарного автомобильного бензина (фракции НК-62°C и 62-85°C) с блока стабилизации и вторичной перегонки бензина – в парк готовой продукции.

* компонент дизельного топлива (фракция 240-290°C) с блока атмосферной перегонки поступает в парк готовой продукции.

Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и т. д.)

Воздушный холодильник дополнительного верхнего циркуляционного орошения К-10

Воздушный холодильник соленой воды (исп. 2 секции, 4 секции исп. под охлаждение фр. 290-350С)

Технологическая схема установки трехкратного испарения нефти ЭЛОУ-АВТ *

1 – теплообменник; 2 – электродегпдратор; 3 – колонна частичного отбензинпвания нефти; 4 – конденсатор, холодильник; 5 – емкость; 6, 9, 15 – трубчатые печи; 7 – атмосферная колонна; 8 – отпарная колонна; 10 – вакуумная колонна; 11 – трехступенчатый пароэжекторный вакуумный насос; 12 – газосепаратор; 13 – отстойник; 14 – дибутанизатор бензина; 16, 17, 18, 19 – колонны вторичной перегонки бензина; 20 – кипятильник.

I – нефть; II – деэмульгатор; III – содо-щелочной раствор; IV – оборотная вода; V – соленая вода; VI – легкий бензин и газ; VII – отбеизиненная нефть; VIII – тяжелый бензин; IX – фракция 180-220°С; X – фракция 220-280°С; XI – фракция 280-350°С; XII – водяной пар; XIII – мазут; XIV – газы разложения; XV – нефтепродукт; XVI – водный конденсат; XVII – легкий вакуумный газойль; XVIII – широкая масляная фракция; XIX – затемненная фракция; XX – гудрон; XXI – нестабильный бензин; XXII – сжиженная фракция С2-С4; XXIII – углеводородный газ; XXIV – фракция С5-62°С; XXV – фракция 62-105°С; XXVI – фракция 62-85°С; XXVII – фракция 85-105°С; XXVIII-фракция 105-140°С; XXIX – фракция 140-180 °С.

* схема не является точной для установки ЭЛОУ-АВТ-6 на Московском ПНЗ, существуют конструктивные и технологические отличия.

В процессе электрообессоливания из нефти совместно с солями выделяются механические примеси и металлоорганические соединения никеля, ванадия и других металлов. Вместе с ними выделяются также соединения мышьяка, отравляющего платиновый катализатор риформинга. Последний процесс особенно эффективен при глубоком обессоливании нефти (до 5 мг/л хлористых солей и менее).

В процессе обессоливания также должны быть выделены хлористые соли, находящиеся в нефти в кристаллическом состоянии.

Выделение воды, содержащей хлористые кристаллические соли, из нефти проводится с целью защиты оборудования от воздействия комбинированной коррозии, отложения в змеевиках печей и теплообменниках механических примесей и солей.

Сырье блока ЭЛОУ: нефть сырая, концентрация хлористых солей не более 900 мг/дм3; массовая доля воды не более 1%; массовая доля механических примесей не более 0,05%; давление насыщенных паров не более 66,7 кПа (ГОСТ 9965-76).

Продукт блока ЭЛОУ: нефть обессоленная и обезвоженная, концентрация хлористых солей не более 5мг/дм3; массовая доля воды не более 0,1%; массовая доля воды после подачи щелочного раствора (защелачивания) не более 0,3% (СТП 019906-401101-87).

Большая часть нефти поступающей на НПЗ представляет собой водную эмульсию типа «вода-нефть» в которой вода находится в виде капелек с преобладающими диаметрами 2-5 мкм. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью. С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления в нефть вводят поверхностно-активные вещества – деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют и при термохимическом, и при электрохимическом обезвоживании нефтей. Расход деэмульгаторов для каждой нефти определяется экспериментально – колеблется от 0,002 до 0,005% (масс.) на 1 тонну нефти.

Разрушая поверхностную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию (коалесценции) капелек воды в более крупные капли, которые при отстое эмульсии оседают быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80-160°C), так как при этом размягчается адсорбционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т. е. улучшаются условия для слияния и оседания капель. Следует отметить, что при температурах более 160°C вязкость нефти меняется мало, поэтому эффект действия деэмульгаторов увеличивается незначительно.

На МНПЗ применятся неионогенный деэмульгатор «Диссольван», подающийся одним потоком по трубопроводу, который врезан в приемную линию нефти непосредственно после основной задвижки на выходной эстакаде.

Так же, на прием сырьевых насосов в нефть вводят содо-щелочной раствор, нейтрализующий органические кислоты, увеличивающий электропроводность воды для улучшения процесса коалесценции и предотвращающий сероводородную коррозию аппаратов. Помимо содо-щелочного раствора в поток нефти добавляют речную воду для увеличения эффективности вымывания кристаллов солей.

Нефть из теплообменников при температуре 80-160°C подается в электродегидраторы через распределители, создающие равномерный поток нефти в электрическом поле снизу вверх. При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле высокого напряжения (до 35 кВ) частицы воды, заряженные отрицательно, передвигаются внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов, капля вытягивается острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения происходят с частотой, равной частоте промышленного тока 50 Гц. При этом отдельные капли, стремясь передвигаться по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом, в результате чего они укрупняются и под действием сил тяжести, превышающих силы электрического притяжения, оседают в электродегидраторе вместе с растворенными в них солями.

Процесс ведется и под давлением 0,3-1,7 МПа, исключающим возможность испарения воды и кипения нефти.

Процесс обессоливания и обезвоживания нефти на блоке ЭЛОУ производится в аппаратах, называемых электродегидраторами. Электродегидраторы представляют собой емкости, работающие при температуре 80-160°C и давлении 0,3-1,8 МПа.

* цилиндрические вертикальные с круглыми горизонтальными электродами и подачей нефти в межэлектродное пространство;

* шаровые с кольцевыми электродами и подачей нефти в межэлектродное пространство;

* цилиндрические горизонтальные с прямоугольными электродами и подачей нефти в низ аппарата под слой отстоявшейся воды.

Http://archive. is/52pdm

Самый популярный бензин марки АИ-92 подорожал за год на 15%. Летний и зимний дизель подскочил в цене сразу на 23-24% за год, сообщает Zakon. kz со ссылкой на Energyprom. kz.

За январь-март 2018 года было произведено 830,8 тыс. тонн бензина, что на 2,6% больше, чем за аналогичный период прошлого года.

Объемы производства дизельного топлива, напротив, немного сократились: за первый квартал текущего года – 1,06 млн тонн, на 2,9% меньше, чем за аналогичный период 2017 года.

Более трех четвертей моторного топлива обеспечили Павлодарская и Южно-Казахстанская области – 350,9 тыс. тонн (доля от РК – 42,2%) и 281,2 тыс. тонн (доля от РК – 33,8%), соответственно. Здесь работают Павлодарский нефтехимический завод (ПНХЗ) и Шымкентский нефтеперерабатывающий завод «ПетроКазахстан Ойл Продактс» (ПКОП). На Атыраускую область, где размещен Атырауский нефтеперерабатывающий завод (АНПЗ) пришлось 179,4 тыс. тонн, доля от РК – 21,6%.

Самый большой объем дизельного топлива также произведен в Павлодарской области – 442,9 тыс. тонн, доля от РК – 41,6%. Следом идут ЮКО и Атырауская область – 285,7 тыс. тонн (доля от РК – 26,8%) и 283,4 тыс. тонн (доля от РК – 26,6%), соответственно.

10 апреля 2018 года проведение планового капитального ремонта сроком на один месяц начал ПКОП. Перед остановкой Шымкентского завода на капитальный ремонт, все резервуарные парки были полностью заполнены необходимым объемом товарной продукции.

Средняя розничная цена на бензин АИ-92 за месяц выросла на 1,1%, и составила в марте 2018 года 163,4 тенге за литр. За год цена на самую популярную марку бензина подскочила сразу на 14,9%.

Бензин АИ-95/96 за месяц подорожал на 0,2%, до 178,2 тенге за литр, за год – на 15,2%. Марка бензина АИ-98 выросла в цена за месяц на 0,9%, до 192,1 тенге, годовой рост достиг 17%.

Летнее дизельное топливо подорожало за месяц на 1%, и составило в марте 2018 года 162,1 тенге за литр (рост за год – на 23,2%). Зимнее дизельное топливо, наоборот, подешевело за месяц на 0,4%, до 210,8 тенге. В то же время, годовой рост стоимости зимнего дизтоплива достиг сразу 23,8%.

Http://www. zakon. kz/4914424-na-skolko-podorozhal-benzin-ai-92.html

Губернатор Псковской области Андрей Турчак и первый заместитель губернатора Сергей Перников принимают участие в Петербургском международном экономическом форуме, который начал свою работу сегодня, 5 июня.

В рамках Петербургского форума губернатор Псковской области Андрей Турчак намерен провести целый ряд деловых переговоров. В частности, 3 июня на встрече с журналистами в Великих Луках он отметил, что намерен обсудить с гендиректором «Сургутнефтегаз» перспективы строительства в Псковской области нефтеперерабатывающего завода.

Форум будет работать два дня: 5 и 6 июня. В числе участников – главы государств, представители мировой политической и бизнес-элиты, ведущие экономисты. Его участники обсуждают новые подходы к пониманию будущего международных финансовых институтов, перспективы развития банковского сектора, эффективность предпринимаемых правительствами мер.

Сегодняшний день Петебургского экономического форума начнется с пленарного заседания «Глобальный экономический кризис: первые уроки и взгляд в будущее». На заседании выступит президент РФ Дмитрий Медведев. Ожидается, что президент проведет сегодня целый день с участниками форума. Планируется, что непосредственно перед заседанием он осмотрит выставочные стенды компаний-партнеров петербургского форума. Кроме того, у него в планах участие в заседании секции «Сколько стоит нефть», а также встреча с руководителями российских и зарубежных энергетических компаний. Также в рамках форума Д. Медведев выступит на церемонии вручения премии «Глобальная энергия».

Http://www. pskovgorod. ru/news. html? id=2821&ver=special&ver=normal&ver=special&ver=normal&ver=special&do=print

Добавить комментарий