стоимость технологического оборудования для нпз– cccp-online.ru

стоимость технологического оборудования для нпз

Качество добываемой нефти – это основной фактор, влияющий на рынок нефтепереработки. Специалисты отмечают, что за последние годы вектор добычи сырой нефти сдвигается в пользу извлечения продукта высокой вязкости (тяжелой нефти). Это движение отражается и на перерабатывающих сырье заводах, изменением производственных структур и технологического оборудования.

Формирование черного золота – это процесс, который занимает в природе до 330-360 миллионов лет, найти сырую нефть можно на глубине в десятки метров или же на километровых глубинах. История добычи на территории СССР начинается с 1847 года, когда в Баку была сделана первая скважина, что впоследствии сделало этот регион первопроходцем в добыче сырой нефти. Развитие нефтедобычи и переработки по историческим датам:

Польский химик Лукасевич, который занимался фармацевтикой, предложил в 1853 году применять керосин как источник света в процессе его горения. Он же открыл процесс извлечения керосина из нефти и сделал первую керосиновую лампу. Лукасевич построил в Австрии первый завод перегонки нефтепродуктов.

1859 год ознаменовался первыми скважинами в США, в штате Пенсильвания, когда их бурили для добычи воды, а попадали на нефтеносные пласты. Ценность этого продукта уже была известна, важен был процесс легкой добычи этого сырья.

Кубань 1864 года зарекомендовала себя в истории нефтедобычи первой скважиной, выполненной механическим способом. Использовалась паровая машина и буровой станок.

Кавказ 1866 года (промысел Кудакин), добыча нефти, организация первой буровой.

Согласно статистике, в конце двадцатого века запасы всей нефти составляли немногим более триллиона баррелей. Баррель – это единица меры нефти, которая приравнивается к 159 литрам. Как эталон качества, принимается сорт нефти «Brent». Чем больше отличий от эталонного барреля, тем дешевле нефть.

Природные ископаемые всегда ценны для государства, но нефть является основным показателем богатства страны, вокруг нее выстраивается экономика государства. Россия – это передовая страна по добыче сырой нефти, которая входит в первую тройку лидеров по нефтедобыче. Кроме РФ в лидерах находятся Саудовская Аравия и США. В первой тройке идет постоянная борьба за лидерство по рейтингу нефтедобычи.

Активная добыча углеводородов ведется в таких странах, как:

Рейтинг добычи нефти, не зависит от объема имеющихся в стране разведанных объемов нефти. В последнее время для поддержания стоимости этого продукта, страны ОПЕК совместно с Россией приостанавливают количество добываемого сырья.

Нефтедобыча, нефтепереработка и нефтехимия предприятия

Компания Vygon Consulting, проводящая в России консалтинговые исследования, провела мероприятие по исследованию и анализу состояния нефтяной отрасли на 2016 год и перспективному развитию ее до 2018 года.

Результаты этого исследования следующие:

Зафиксировано снижение объемов переработки сырой нефти в 2016 году объем недополученных продуктов составил 3,5 миллионов тонн.

С восстановлением стоимости барреля нефти 2017 год ознаменуется ростом объемов переработки на 2 миллиона тонн и по итогам 2018 года на 8 миллионов тонн продуктов, что вернет изначальные на 2014 год 289 миллионов тонн нефтепродуктов. Достигается рост следующими действиями: модернизация процессов производства, оптимизация структуры предприятия НПЗ, увеличение маржи.

Рост объема переработки сырья растет из-за правильных действий с НК РФ, по отношению к НПЗ, что дало возможность сохранить финансовые позиции российских нефтяных компаний на рынке.

Специалисты отмечают, что современный экспорт продуктов нефтепереработки имеет вектор направления, это Ближний Восток (Иран), Африка.

Россия, это один из мировых лидеров по выпуску нефтепродуктов и переработки сырой нефти. На территории РФ работает больше 50 предприятий по направлению нефтехимия и переработка исходного сырья, это: РНК, Омск НПЗ, Лукойл-Норси, другие предприятия. Все они имеют тесный контакт с добывающими компаниями: Роснефть, Газпром, Лукойл, Сургутнефтегаз.

Специалисты акцентируют внимание, что топливная отрасль, это не одно предприятие, а совокупность нескольких отраслей взаимно связанных. НПЗ – комплекс, который с помощью технологических линий, цехов и агрегатов, при наличии вспомогательных служб выпускает необходимый объем нефтепродуктов, а также изготавливает сырье для нефтехимии.

Предприятия переработки специалисты делят на группы:

  • топливное направление НПЗ;
  • нефтехимический и топливный профиль НПЗ;
  • топливо-масляное направление НПЗ;
  • предприятия топливо-нефтехимического и масляного направления.

Три основных сегмента нефтепереработки в РФ:

  • предприятия НПЗ – крупные, это 27 объектов, суммарно перерабатывают 262 миллиона тонн сырья за год;
  • предприятия, перерабатывающие нефть и газ, сектор Газпрома, суммарно 8,4 миллиона тонн за год;
  • небольшие предприятия НПЗ, более 50 объектов, имеющих суммарную переработку около пяти миллионов тонн за год.

Итогом работы НПЗ на территории России является получение нефтепродуктов: моторное масло, бензин разных марок, авиационное топливо, керосин, ракетное топливо, мазут и другие тяжелые фракции. Стратегия развития отрасли, это надежное обеспечение продуктами переработки государственных и частных структур в РФ.

На территории Казахстана в 2017 году уже добыто больше 28 миллионов тонн нефти, это в два раза выше показателей прошлого года за этот же временной период. Увеличение объемов добычи характеризуется способностью переработки сырья. Канат Бозумбаев, министр энергетики республики, отметил, что увеличение добычи стало возможно из-за пуска нового месторождения, Кашаган.

На фактор роста повлияли своевременно модернизированные НПЗ: Атырауское предприятие переработки, Шымкентское и Павлодарское предприятия. В ходе модернизации производств было установлено новое оборудование, произведена наладка новых технологических процессов. Продукты этих НПЗ позволяют полностью закрыть потребности Казахстана в нефтепродуктах. Хотя итоги 2016 года показали зависимость Казахстана в поставках бензина на 40% от потребностей, в основном, это высокооктановые марки.

Для специалистов и экспертов показатели запасов нефти в США являются индикатором котировки этого продукта между его спросом на рынке и существующих предложений. Информацию о количестве нефти в США публикует API (American Petroleum Institute), институт нефти Америки.

В еженедельный отчет входит:

  • количественный запас бензина;
  • сколько нефти в запасе;
  • наличие керосина;
  • количество мазутного топлива;
  • сколько дистиллятов.

Перечисленные продукты в американской переработке нефти занимают 85%. Есть и другой отчет, который представляет независимая структура – Энергетическое агентство Америки EIA. Единственная разница в цифрах состоит и в том, что: агентство EIA – указывает данные от министерства Энергетики США, агентство API – это прогнозы на ближайшее время.

Цифры отчетов сказывают на все политике в области продажи нефти. Это связано с тем, что чем больше фактические запасы стратегических природных ископаемых в США, тем ниже цены на нефть на мировом рынке.

Америка в добыче нефти всегда находится в первой тройке, постоянный запас колеблется в пределах 20,8 миллиарда баррелей, что составляет 1,4% мировой добычи «черного золота».

Центры нефтепереработки в США располагаются вдоль побережья атлантического океана:

  • портовые объекты для переработки импортной нефти, Северо-Восток США;
  • центры переработки вдоль магистральных транспортных каналов подачи нефти.

В экономике США прибыль, получаемая от продажи продуктов переработки нефти, занимает существенную позицию, это почти 7% от всего ВВП, 36,7% нефти в Америке расходуется на энергетические нужды.

Добыча сланцевой нефти для Америки необходимость, чтобы понизить зависимость от сырья Саудовской Аравии, Нигерии, Канады, Венесуэлы, других стран.

Компания WBH Energy, является лидером в добыче нефти, а наиболее освоенными районами считаются: Аляска, шельфовая добыча в Мексиканском заливе, Калифорния, Техас. До 2015 года в США был запрет на экспорт собственной нефти, сейчас его сняли, для привлечения европейского рынка на реализацию собственного сырья.

Рассмотрим топ 5 крупных и передовых предприятий НПЗ в России, которые суммарно уже перерабатывают около 90 миллионов тонн сырой нефти.

Представленный рейтинг включает государственные заводы и частные компании, это:

  • НПЗ город Омск, «Газпром Нефть ОНПЗ», структура Газпрома России, владелец Газпром Нефть, год строительства 1949, год пуска в эксплуатацию 1955 год. Мощность предприятия 20,88 миллиона тонн. Отношение переработки к выпускаемой продукции (глубина переработки), достигает 91%. Продукция завода: топливо разных марок, кислоты, битум, другая продукция. На предприятии следят за экологической чистотой, выбросы в атмосферу сократились по сравнению с 2000 годом в пять раз.
  • Киришский НПЗ, «Киришинефтеоргсинтез», это завод Сургутнефтегаза, который имеет мощность 20,14 миллиона тонн, расположен в ленинградской области город Кириши, пуск в эксплуатацию в 1966 году. Глубина перерабатываемого сырья 54%. Отличительная черта производства, это выпуск не только ГСМ, но также: аммиак, ксилол, битум, растворители, газ. Нет фиксаций вредных выбросов в атмосферу.
  • Рязанский НПЗ, «Рязанская нефтеперерабатывающая компания, структура Роснефти. Имеет мощность 18,81 миллиона тонн. Продукция завода: автомобильный бензин разных марок, дизельное топливо, котельное топливо, авиационный керосин, битумы для строительной отрасли и дорожных работ. Глубина переработки достигает 68%. На заводе работает центр исследований экологии в регионе, ежегодно производятся лабораторные исследования и замеры вредоносных выбросов в атмосферу.
  • Предприятие компании Лукойл «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез», город Кстово, Нижегородская область. Мощность предприятия 17,1 миллиона тонн, пуск завода в эксплуатацию в 1958 году. Глубина переработки до 75%. Предприятие города Кстово производит около 70 видов продукции, включая топливо и ГСМ, кроме этого есть собственная специфика, это выпуск пищевого парафина.
  • Предприятие «Лукойл-Волгограднефтепереработка», год пуска в эксплуатацию в 1957 году, с 1991 года является структурой компании Лукойл. Перерабатывает сырье с глубиной 93%. Мощность предприятия 15,71 миллиона тонн, выпускает продукцию: сжиженный газ, бензин, дизельное топливо, до 70 видов наименований продукции.

Специалистами отмечается увеличение глубины переработки сырой нефти в РФ, увеличение первичной переработки сырья, наращивание мощности предприятиями, этим улучшается качество выпускаемой продукции. Одновременно замечается активная позиция НПЗ в борьбе на уменьшение вредных выбросов и загрязнений атмосферы.

Нефть не применяется в сыром виде, она нуждается в первичной и вторичной переработке, чем занимаются центры и комплексы по всему миру.

Россия считается лидером добычи, но не является лидером переработки «черного золота», мировые центры располагаются по рейтингу:

  • Соединенные штаты Америки;
  • Япония;
  • Германия;
  • Франция;
  • Китай;
  • Англия;
  • Бразилия;
  • другие государства.

Объемы российской продукции переработки на рынке представлены следующими компаниями: Лукойл, «Салаватнефтеоргсинтез», «Уфаоргсинтез», «Башкирия химия» и другие компании. В Московской области и в промышленной зоне столицы располагаются следующие передовые предприятия нефтехимии: «Полимерия», «АкваХим», «Роспоставка», «ХимЭкспресс», и другие предприятия.

Объекты нефтепереработки, это сложные по организации системы, которые решают задачи переработки углеводородного сырья в продукцию товарного вида или в полуфабрикаты для нефтехимии.

Основные элементы, входящие в эксплуатацию объектов НПП:

  • реакторы и технологические трубопроводы;
  • колонные аппараты;
  • резервуары и компрессорное оборудование совместно с насосами.

Кроме, основного оборудования и установок в эксплуатации объектов НПП задействовано оборудование, обеспечивающее технологический процесс:

  • электрические шкафы и другое электротехническое оборудование;
  • системы контрольной измерительной аппаратуры;
  • инженерные системы водного снабжения.

Количество элементов, принимающих участие в эксплуатации объекта НПП, из-за которых может возникнуть аварийная ситуация вследствие их вывода из эксплуатации (поломки), достигает разных значений от сотен до тысяч. По этой причине важно своевременно проводить анализ рисков технологической системы. Существуют специальные методики для проведения подобных расчетов.

Переработка нефти на предприятиях НПЗ заключается в прохождении сырья нескольких стадий:

  1. Деление исходного сырья по фракциям, параметр, отвечающий за это, температура кипения.
  2. Применение химически соединений в переработке полученных объединений, получение товарного продукта.
  3. Процесс смешивания составляющих с добавлением специальных смесей.

Нефтехимия – это научное отделение, которое занимается тщательной переработкой исходного сырья. Задачей этого направления является получение конечного продукта из нефти, а также полуфабрикатов для химической отрасли.

Основная продукция – это аммиак, кетон, кислота, спирт, альдегиды и другие соединения. Для получения нефтехимической продукции сейчас используется только 10% из добытой нефти и переработки ее.

Основные технологические процессы и способы нефтепереработки

Основные процессы переработки нефти, это первичные, которые не делают химического воздействия на исходное сырье, происходит деление добываемой нефти на фракции, а также вторичные, когда ставится задача получения больших объемов топлива воздействием на химическую структуру нефти и получением более простых соединений.

Первичный процесс состоит из трех стадий:

  • подготовительный этап добытой нефти, проводится очистка и удаление газов с водой, применяется электрообессоливающее оборудование;
  • атмосферная перегонка очищенного сырья, где применяется ректификационная колонна, и получают фракции: керосин, бензин, дизельное топливо;
  • дальнейшая перегонка – для получения мазута.

Каталитический процесс применяется для увеличения качественного продукта на выходе. К современным каталитическим процессам можно отнести: сероочистка, крекинг, гидрокрекинг, риформинг, изомеризация.

Одним из широко используемых каталитических процессов является каталитический крекинг, за счет которого появилась возможность получения больших объемов в переработки сырья фракций с низким порогом кипения. За счет применения современных катализаторов с синтетическими цеолитами элементы окислов редкоземельных металлов объем, получаемой продукции увеличился до 40%.

В каталитических процессах большое значение имеют применяемые катализаторы. Например, гидрокрекинг заключается в расщеплении структуры углеводорода под давлением в водородной среде.

Процесс риформинга предполагает использование катализатором тонкодисперсной платины, которая наносится на окисноалюминиевый носитель. Таким образом, из парафинов получается ароматический продукт для высокооктановых марок бензина и ароматических полуфабрикатов для химической отрасли. Применение рения в качестве добавок к катализаторам позволило интенсифицировать процесс переработки. Платиновые и палладиевые катализаторы необходимы для получения лучшего качество бензина.

Процесс нефтепереработки, который происходит при разделении смесей за счет движения встречных масс и применяемого теплового обмена между жидкостью и паром, называют ректификацией. Этот процесс является первичной переработкой исходного сырья, когда при делении на фракции получается следующая продукция: дизельное топливо, бензин, керосин, мазут.

В ректификации светлые фракции (бензин и керосин, дизтопливо) получают на установках АТ (атмосферные трубчатки). Нагревание происходит в трубчатой печи. Остаток этого перегона мазут перерабатывается в вакуумной установке для получения моторных и смазочных масел.

В нефтепереработке вторичные процессы доводят полученные продукты первичной переработки к товарному виду.

Виды вторичных процессов:

  • увеличение объема (углубление переработки) применяя крекинг термический и каталитический, гидрокрекинг;
  • улучшение качества путем применения риформинга, гидроочистки, изомеризации;
  • получение ароматических углеводородов, производство масел.

Риформинг применяется в основном для бензина. При риформинге происходит насыщение ароматическими смесями для получения высококачественного бензина.

Гидрокрекинг необходим для получения качественного дизельного топлива. В процессе используется способ молекулярного расщепления газа в излишках гидрогена.

Современное оборудование переработки – это комбинированные установки, где сочетаются первичные и вторичные процессы.

Глубиной переработки нефти называют параметр (ГПН), который показывает соотношение между количеством добытого сырья и полученного товарного продукта или полуфабрикатов для химии. На основании ГПН определяется эффективность НПЗ.

От качества исходного сырья зависит значение ГПН, а также сфера применения продукции. Западные страны считают ГПН только в топливном направлении, и берут во внимание только продукты светлой фракции. Специалисты сейчас подразделяют НПЗ по виду переработки на: углубленной и неглубокой. Показатель ГПН указывает на насыщенность производства оборудованием и установками переработки исходного сырья.

Нефтяная переработка является комплексом взаимосвязанных процессов (физических и химических), которые должны улучшить качество продукта на выходе. Автоматизация НПЗ повышает эффективность производственных процессов. В современных условиях требования к получаемому качественному продукту могут реализовываться вводом автоматического контроля для получения товарного продукта.

Для повышения уровня автоматизации НПЗ:

  • внедряются технологические идеи с использованием цифрового оборудования;
  • применяются регулирующих автоматических устройств.

Автоматизация предприятия снижает расходную часть НПЗ, дает возможность компьютерного слежения за процессами.

Предприятия нефтяной переработки используют в основном следующее оборудование и установки: резервуары и генераторы, фильтра, газовые и жидкостные нагреватели, факельные системы, паровые турбины и теплообменники, компрессорные установки, трубопроводы и другое оборудование.

Предприятия НПЗ применяют печи для термической перегонки нефти и деления ее на фракции. Для сжигания остатков получаемых от производственного процесса используются трубчатые печи. Основой переработки является деление сырья на фракции. Затем, с учетом направленность НПЗ и вида оборудования, происходит дальнейшая переработка первичной продукции, проводится очистка и последующее деление для получения товарного вида продукции.

Печи, применяемые в нефтепереработке – это агрегаты, необходимые:

  • для подогрева добытой нефти, эмульсии, газового конденсата и газа;
  • для обеспечения процесса рекуперации;
  • для пиролиза нефти.

Основная проблема в использовании печей в нефтепереработке, это коксообразование, когда происходят процессы крекинга, что приводит к неэффективному использованию трубопроводов, теплообменников.

Теплообменник – это устройство, без которого НПЗ работать не может. Количество теплообменников на предприятии зависит от объема конечного товара и технологической оснащенности.

Современное предприятие нефтепереработки имеет около 400 устройств теплового обмена, среда, которая проходит в них: дизельное топливо, керосин, бензин, мазут. Применяемое давление в теплообменники достигает 40 атмосфер, когда среда нагревается до 400 градусов Цельсия. Часто используются устройства, рассчитанные на давление 25 атмосфер, это зависит от профильных технологий НПЗ.

Предприятия НПЗ для улучшения параметра ГПН (глубины очистки) используют реакторное оборудование для таких процессов, как: гидроочистка, риформинг, гидрокрекинг, гидроконверсия. Это оборудование для глубоко переработки исходного сырья, получения бензина европейских марок.

Оборудование изготавливается по лицензиям таких мировых компаний: ExxonMobil, Chevron Lummus Global.

Когда добытая нефть отправляется на переработку, на выходе помимо товарной продукции всегда присутствуют отходы нефтепереработки. Основные продукты нефтепереработки это продукция НПЗ полученная путем применения процессов первичной и вторичной переработки, к ним относятся: высококачественный бензин, дизельное топливо, авиационный керосин, ракетное топливо, моторные масла, мазут, продуты нефтехимии.

К отходам нефтепереработки относят адсорбенты. Это химические вещества, которые нельзя подвергать дальнейшей регенерации. Основным методом утилизации отходов является сжигание. Но сжигание может наносить существенный вред окружающей среде.

Есть варианты применения золы и шлака, отходов нефтепереработки, как наполнителей для строительной продукции, редко используются для удобрений или же для получения химических элементов. Когда нельзя провести утилизацию отходов их отправляют на хранение в специальные отвалы.

Экология и охрана окружающей среды при нефтепереработке

Предприятия НПЗ оказывают влияние на экологию всего региона. Весь процесс переработки сопровождается наличием вредных веществ в экологии региона.

На крупных заводах НПЗ есть собственные лаборатории для постоянного контроля вредных выбросов в атмосферу. Исходя из направленности работы перерабатывающих предприятий, можно говорить о вреде, который может наноситься экологии. Например, при переработке сернистой нефти загрязнения атмосферы распространяется на большие расстояния. Поэтому на каждом предприятии плановая работа по уменьшению загрязнений окружающей предприятие среды.

Основой промышленного производства является технологическое оборудование всего производственного процесса. Хозяйствующие субъекты отраслей народного хозяйства РФ заинтересованы в приобретении качественного оборудования от ведущих мировых и Российских производителей.

Стоимость технологического оборудования складывается из следующих составляющих: оптовая отпускная цена + транспортные затраты + затраты на монтаж + непредвиденные расходы. Это грубый расчет. На самом деле стоимость технологического оборудования зависит от многих аспектов:

готовые производственные линии или рассчитанные проектом, системы по индивидуальным чертежам;

смена отдельного ассортимента технологического и лабораторного оборудования или полная замена всех технологических цепочек;

полная модернизация с автоматизацией технологического и лабораторного оборудования или обновление отдельно взятых линий и систем;

иных решающих факторов, оказывающих влияние на стоимость технологического оборудования.

Легко интегрируемое и интуитивно понятное оборудование для определенного производства, лабораторное оборудование для исследований и аналитики при необходимости проектирования и строительства вы найдете с нашей помощью.

Наша компания, специализирующаяся на проектировании и строительстве чистых производственных помещений для всех отраслей народного хозяйства РФ обладает знаниями, опытом и налаженными контактами с производителями качественного, передового технологического оборудования. Стоимость технологического оборудования от прямого производителя, а не от посредника или представительства значительно меньше.

Мы ответственно и в кратчайшие сроки запроектируем и подберем для вас технологическое оборудование по оптимальной стоимости!

Особенности расчета затрат на замещение профильных основных средств нефтеперерабатывающего завода Текст научной статьи по специальности «Экономика и экономические науки»

Аннотация научной статьи по экономике и экономическим наукам, автор научной работы — Тулина Юлия Сергеевна

В статье анализируется один из методов расчета затрат на замещение профильных активов нефтеперерабатывающего завода ( НПЗ ). Дано обоснование выбора метода расчета через элементы функциональнотехнологической схемы ( ФТС ) завода как наиболее целесообразного с точки зрения простоты применения и точности полученных результатов. На примере одного из НПЗ доказывается точность и адекватнос ть расчета затрат на замещение профильных основных средств с помощью предложенного метода. Сделан вывод о том, что затратный подход к оценке профильных активов НПЗ дает наиболее достоверный результат.

Похожие темы научных работ по экономике и экономическим наукам , автор научной работы — Тулина Юлия Сергеевна,

FEATURES OF CALCULATING THE COST OF REPLACEMENT OF MAIN PROFILE OIL PLANT

The article examines a method of calculating the cost of replacing core assets refinery. The substantiation of the choice of method for calculating the elements of the functional and technological scheme of the plant as the most appropriate in terms of ease of use and accuracy of the results. On the example of one of the refinery proved the accuracy and adequacy of the calculation of the cost of replacing core assets using the proposed method. It is concluded that the cost approach to the assessment of core assets refinery provides the most reliable result.

Текст научной работы на тему «Особенности расчета затрат на замещение профильных основных средств нефтеперерабатывающего завода»

Особенности расчета затрат на замещение профильных основных средств нефтеперерабатывающего завода

ведущий специалист отдела оценки Департамента имущественных отношений ОАО «ЛУКОЙЛ», аспирантка Финансового университета при Правительстве Российской Федерации (г. Москва)

Юлия Сергеевна Тулина, Yuliya.Tulina@lukoil.com

Оценка нефтеперерабатывающего завода (далее также – НПЗ) – очень сложный и многогранный процесс. Для корректного применения затратного подхода необходимо не только блестяще владеть всеми методами и приемами оценки, но и отлично знать технологические процессы НПЗ, особенности производства тех или иных видов нефтепродуктов, хорошо разбираться в поточной схеме завода.

В рамках затратного подхода оценка основных средств НПЗ – это его основа, краеугольный камень рыночной стоимости предприятия, поэтому к определению рыночной стоимости имущества завода необходимо подходить с особой тщательностью и вниманием. Требуется отметить, что без специальных знаний о технологии работы НПЗ, взаимодействии установок, выходов нефтепродуктов и процессов компаундирования корректно рассчитать рыночную стоимость имущественного комплекса нефтеперерабатывающего завода невозможно.

Выбор методов расчета

Общее количество основных средств большинства нефтеперерабатывающих заводов составляет десятки тысяч позиций (инвентарных номеров). Проводить индивидуальную оценку каждого инвентарного номера не представляется целесообразным, так как, с одной стороны, это кропотливая работа, которая требует очень большого количества времени и сил, с другой стороны,

отдельные части одной установки для нефтепереработки могут числиться на балансе под разными инвентарными номерами, а фактически представляют собой единый производственный комплекс (например установка атмосферной перегонки нефти, так называемая установка атмосферной переработки). По этой причине для оценки основных средств НПЗ целесообразно разбить их на две категории:

В состав профильных активов автор предлагает включать все специализированное имущество (технологические установки, трубопроводы и другие коммуникации к ним, здания, сооружения, транспортные средства, используемые в технологическом процессе). В состав непрофильных активов входят все остальные основные средства.

Профильные основные средства, как правило, группируются следующим образом:

1) профильные производственные активы:

• объекты производственной инфраструктуры;

• технологические внешние объекты;

• нетехнологические внешние объекты;

2) профильные непроизводственные активы:

• непроизводственные здания и оборудование;

Расчет затрат на замещение профильных производственных активов НПЗ целесообразно проводить укрупнено по значимым технологическим установкам в сборе с учетом всех коммуникаций и обслуживающих подсистем. Укрупненный расчет позволит определить затраты на замещение всей установки целиком, тем самым учесть стоимость покупки, доставки, монтажа оборудования и его подключения к существующей поточной схеме завода для целого агрегата, а не его отдельных частей, которые отражены в балансе предприятия. Непроизводственные профильные активы не могут быть сгруппированы в единый комплекс, поэтому они оцениваются отдельно по каждому инвентарному номеру.

Для профильных производственных активов, относящихся к блокам функционально-технологической схемы, можно использовать только затратный подход (с элементами сравнительного подхода). Автор считает, что применение доходного и сравнительного подходов к оценке профильных производственных активов любого НПЗ не представляется возможным по следующим причинам:

1) для корректной реализации доходного подхода необходимо спрогнозировать ожидаемый доход от оцениваемого объекта (профильных производственных активов завода). При этом при его использовании необходимо учесть тот факт, что в общем случае доход создается всем производственно-имущественным комплексом нефтеперерабатывающего завода (бизнесом), в который, кроме оцениваемых элементов функциональнотехнологической схемы, входят непрофильное имущество, земля, прочие оборотные активы, предпринимательские способности и т. д. Следовательно, из денежного потока, генерируемого всем предприятием, необходимо вычленить часть дохода, которая приходится непосредственно на оцениваемый объект или группу объектов. Соответственно, из дохода предприятия, формируемого за счет реализации нефтепродуктов, невозможно вычленить долю, приходящуюся непосредственно на профильные производственные

активы. Таким образом, доходный подход при оценке элементов функциональнотехнологической схемы применяться не может;

2) реализация сравнительного подхода к оценке профильных основных средств НПЗ предполагает наличие на рынке сделок купли-продажи аналогичных объектов. Однако сделки с нефтеперерабатывающими имущественными комплексами или с отдельными установками, а также с их частями на практике не осуществляются. Аналогичные по функциональному назначению части установок, реализующиеся на рынке, не сопоставимы по масштабу с крупными российскими нефтеперерабатывающими заводами. Например, представленные на рынке установки по атмосферной переработке нефти обладают мощностями от 40 до 500 тонн в сутки, что в разы меньше большинства установок (например установок атмосферной перегонки нефти, мощность которых – 5-6 тысяч тонн в сутки). Например, установки АВТ (атмосферно вакуумная трубчатка) имеют значительно больший объем переработки нефти (более чем в 10 раз), значит, они выпадают из выборки установок, представленных на рынке по фактору «мощность». Разные спектры диапазона мощности и, как следствие, цены установок не позволяют использовать рыночные аналоги. Таким образом, корректно реализовать сравнительный подход к оценке блоков функциональнотехнологической схемы не представляется возможным.

Методика определения затрат на замещение профильных производственных активов

В рамках затратного подхода целесообразно использовать затраты на замещение значимых технологических

установок в сборе в разрезе так называемой функционально-технологической схемы (далее – также ФТС). Элементами функционально-технологической схемы являются здания, сооружения, комплексы оборудования, представляющие собой блоки, выполняющие определенные функции в

составе имущественного комплекса нефтеперерабатывающего завода, рассматриваемого как единое целое.

Совокупность элементов функционально-технологической схемы представляют собой комплекс имущества, предназначенного для выполнения определенного технологического процесса. Оценка элементов ФТС проводится с учетом всей необходимой инфраструктуры. Функциональнотехнологическая схема типичного НПЗ выглядит следующим образом:

• установка первичной переработки нефти;

• установка четкой ректификации бензина;

• установка гидроочистки бензинов;

• установка риформирования бензина;

• установка гидроочистки дизельного топлива;

• установка сероочистки газов;

• установка переработки серной кислоты;

• установка по производству смазочных масел;

• установка по производству нефтеби-тума.

Расчет затрат на замещение основных элементов функционально-технологической схемы НПЗ основывается на исследовании «Refinery Complexity analysis»1, по результатам которого выведена зависимость стоимости строительства нового НПЗ и технологической сложности совокупности установок, включенных в поточную схему завода (поточная схема описывает определенную последовательность технологических процессов НПЗ).

Расчет затрат на замещение для всего НПЗ проводится по следующей формуле:

ЗЗнпз = 33jy + 33зи + ЗЗтво + ЗЗнво , (1)

где 33 ТУ – затраты на замещение технологических установок, р.;

333И – затраты на замещение заводской инфраструктуры, р.;

ЗЗТВО – затраты на замещение технологических внешних объектов, р.;

ЗЗНВО – затраты на замещение нетехнологических внешних объектов, р.

Затраты на замещение технологических установок напрямую зависят от их производительности: чем выше производительность, тем больше стоимость. Однако все установки имеют различную номенклатуру выходов нефтепродуктов, поэтому для приведения всех установок к единой базе необходимо рассчитать показатель эквивалентной дистилляционной производительности (ЭДП) для каждой установки2.

Процесс расчета ЭДП нефтеперерабатывающего завода состоит из нескольких этапов. Сначала производительность каждой технологической установки за потокодень (календарный день при условии, что запланирована 100-процентная загрузка установки в течение всего года) умножается на соответствующий коэффициент конфигурации. На втором этапе произведения производительностей на коэффициенты конфигурации корректируются, если это необходимо, с учетом «кратности» и пропорционального времени эксплуатации установки, то есть полученные произведения умножаются на соответствующие коэффициенты. На третьем этапе произведения суммируются для получения общей ЭДП технологических установок (ЭДПТУ). Формула для расчета выглядит следующим образом:

ЭДПТУ = £ [(ПУ х КС х КП) х ККр], (2)

где ПУ – производительность установки, т;

КС – коэффициент сложности Нельсона (см. табл. 1 на с. 30);

КП – коэффициент пропорциональности, равный доле времени эксплуатации установки в течение года;

ККр – коэффициент кратности или повторяемости (см. табл. 1 на с. 30).

На четвертом этапе суточная производительность каждого внешнего объекта

1 Oil & Gas Journal Online Research Center Daniel Johnson & Co. 2004. № 1.

2 Леффлер Уильям Л. Переработка нефти. 2-е изд., пересмотренное / пер с англ. М. : ЗАО «Олимп-Бизнес», 2004.

(включая системы приемки сырья и отгрузки продукции) умножается на соответствующий коэффициент конфигурации (КК), а затем полученные произведения суммируются для получения ЭДП внешних объектов следующим образом:

ЭДПво = £(СВО х КК), (3)

где ПСВО – пропускная способность внешнего объекта, т.

ЭДП технологических установок суммируется с ЭДП внешних объектов для получения ЭДП нефтеперерабатывающего завода.

Показатель ЭДП завода является прекрасным средством оценки стоимости установленного оборудования. Между тем существуют некоторые технико-экономические показатели, которые должны быть рассчитаны исходя из фактически используемой производительности. В частности, эксплуатационные затраты сравниваются на основе используемой производительности. Методика вычисления такая же, как для ЭДП, только для расчета используется реальная производительность за календарный день, а не за потокодень. Производительность за календарный день рассчитывается как производительность за потокодень, умноженная на величину использования соответствующей установки (в процентах). При расчете используются те же коэффициенты кратности, что и при расчете ЭДП. ЭДП внешних объектов остается такой же, как и при расчете ЭДП завода, поскольку в методике ее расчета уже была учтена календарная загрузка. Формула для расчета показателя «используемая ЭДП» (ИЭДП) выглядит следующим образом:

ИЭДПУ = £ [(ПУ х ИУ х КК х КП) ККр],(4)

где ИУ – процент использования мощности установки.

Значение производительности определяется исходя из текущего или ожидаемого качества сырья, а не для того качества, на которое рассчитывали при проектирова-

нии установки. Такая производительность отражает максимальный устойчивый расход сырья или выход нефтепродукта (в зависимости от того, какой вариант является более подходящим для установки) за сутки работы. Максимальная устойчивая нагрузка не отражает максимальную (пиковую) моментальную нагрузку, она подразумевает работу установки при определенной производительности, по меньшей мере в течение одного месяца, при условии, что она не приведет к авариям или преждевременному старению катализатора и износу оборудования. У некоторых установок, например риформинга с «полурегене-рацией» (периодической регенерацией), производительность может изменяться в течение рабочего цикла из-за износа катализатора или изменения характеристик сырья.

Конфигурационный индекс (индекс сложности Нельсона) нефтеперерабатывающего завода (КИ)3 используется для сравнения относительной технологической сложности заводов. Он представляет собой частное от деления ЭДП НПЗ на суммарную производительность установок атмосферной дистилляции за потокодень для исследования производства топлив или на выход (в баррелях) масел и парафинов для исследования производства масел. Формула выглядит следующим образом:

где ПУАД – производительность установок атмосферной дистилляции, т.

После определения конфигурационного индекса по всему НПЗ можно определить затраты на замещение технологических установок. Расчет затрат на замещение технологических установок производится по следующей формуле:

ЗЗТу = КИТу х М х ЗЗ1т,

где КИТУ – конфигурационный индекс (индекс сложности) для установки;

A Real Option Analysis Of An Oil Refinery Project. Imai & Nakajima // JEL. 2010, № 5.

М – мощность установки, т;

ЗЗ1т – удельный показатель стоимости строительства установки атмосферной перегонки нефти, р.

Расчет затрат на замещение условного нефтеперерабатывающего завода

Для завода был рассчитан конфигурационный индекс НПЗ по состоянию на 31

марта 2011 года, результаты расчета представлены в таблице 1.

Конфигурационный индекс для условного НПЗ составляет 4,3 (1 366,1/317,4).

Коэффициент сложности Нельсона (использованный в таблице 1) представляет собой обобщенную характеристику качества и стоимости вторичных процессов переработки, имеющихся на отдельно взятом НПЗ (см. табл. 2).

Расчет конфигурационного индекса НПЗ 4

Установка Коэффициент Производительность, кбар/сут. ЭДП Используемая

повторя- емости сложно- сти мощность, % ЭДП

АТ-1 1,5 1,0 37,7 55,9 95,7 53,5

АТ-2 1,5 1,0 37,4 55,6 95,6 53,1

АТ-3 1,5 1,0 83,1 123,2 99,4 122,5

АТ-4 1,5 1,0 159,2 236,2 99,9 235,9

Всего по АТ – – 317,4 470,9 – 465,1

ВТ-1 1,3 1,0 13,5 16,9 95,7 16,2

ВТ-2 1,3 1,0 17,6 22,1 95,6 21,1

ВТ-3 1,0 1,0 76,8 76,8 99,9 –

Всего по ВТ – – 107,8 115,8 – 37,3

Л-35/5 1,2 3,7 7,0 31,4 91,3 28,7

Л-35/11-300 (риформинг) 1,2 3,4 6,9 28,3 75,3 21,3

ЛЧ-35/11-600 (риформинг) 1,2 3,4 14,2 58,5 97,3 56,9

ЛФ-35/21-1000 (риформинг) 1,2 3,6 22,4 98,0 95,9 94,0

Всего по каталитическим риформингам 50,4 216,2 200,9

Л-24/300 №2 1,1 2,0 7,6 17,4 91,3 15,8

Л-35/11-300 (гидроочистка) 1,1 2,0 7,0 15,9 75,3 12,0

ЛЧ-35/11-600 (гидроочистка) 1,1 2,0 14,1 32,1 97,3 31,2

ЛФ-35/21-1000 (гидроочистка) 1,1 2,0 22,3 50,8 95,9 48,7

Всего по гидроочистке бензина – – 51,1 116,1 – 107,7

Л-24/300 № 1 1,0 2,5 6,6 16,4 99,9 16,4

Конфигурационный индекс рассчитан автором статьи исходя из реальных данных, предоставленных НПЗ.

Л-24/7 № 1 1,1 3,0 18,5 63,8 97,9 62,5

Л-24/7 № 2 1,1 3,0 18,5 63,8 97,9 62,5

ЛЧ-24/2000 1,1 3,0 41,4 142,6 99,9 142,5

Всего по гидроочисткам дизельного топлива 78,5 270,3 267,5

УСК 1,0 165,4 0,2 29,8 63,5 18,9

19/6 1,0 1,1 22,7 25,0 33,5 8,4

АКС 1,0 3,0 4,2 12,6 75,0 9,5

30/4 1,0 0,5 2,3 1,2 46,9 0,5

Всего прочие технологические установки 6,5 13,8 10,0

Приемка сырья и отгрузка продукции 91,7 91,7

Всего технологические установки НПЗ 4,3 641,1 1 366,1 89,6 1 223,9

Индексы Нельсона для различных процессов переработки 5

Наименование установки НПЗ Индекс сложности Процесс переработки

Distillation capacity 1,00 Нефтеперерабатывающие мощности

Vacuum distilation 2,00 Перегонка в вакууме

Thermal processes 2,75 Тепловые процессы

Coking 6,00 Коксование

Catalytic Cracking 6,00 Каталитический крекинг

Catalytic Reforming 5,00 Каталитический риформинг, риформинг под воздействием катализатора

Catalytic Hydrocracing 6,00 Каталитический гидрокрекинг

Catalitic Hydrorefining 2,50 Каталитический гидрориформинг

Catalitic Hydrotreating 2,50 Каталитическая гидрообработка, гидроочистка, гидропереработка

Alkylation/Polemerization 10,00 Алкилирование/полимеризация

Aromatics/Izomerization 15,00 Изомеризация

Lubes 60,00 Производство масел, смазочных материалов

Asphalt 1,50 Гидронирование асфальтового битума

Hydrogen 1,00 Деструктивная гидрогенизация

Oxygenates 10,00 Насыщение кислородом (оксигенирование)

5 Таблица составлена автором статьи по данным Oi l &Gas Journal Online Research Center Daniel Johnson & Co. 2004. № 1.

Значения затрат на замещение для НПЗ отражают суммарные затраты на строительство такого же завода, расположенного в подобном месте. Каждая технологическая установка, указанная в таблице 1, заменяется идентичной установкой.

Для расчета затрат на замещение всех технологических установок НПЗ целесообразно использовать стоимость строительства установки атмосферной перегонки нефти того же завода. Например, за период 2011-2013 годы на условном НПЗ планируется осуществить строительство установки по первичной атмосферной переработке нефти АВТ мощностью 8 000 тысяч тонн в год. Валовой объем планируемых инвестиций по этому направлению составляет 129 миллионов долларов США без НДС в текущих ценах. На основании указанной стоимости можно рассчитать удельный показатель затрат на замещение на единицу

установленной мощности по первичной переработке нефти, который составляет 0,016 миллиона долларов США без НДС на 1 тысячу тонн.

Коэффициент сложности Нельсона по мощностям первичной переработки составляет 1. Остальные процессы переработки ранжированы в зависимости от сопоставимости затрат на постройку каждой установки с затратами на постройку мощностей по первичной переработке нефти. Например, если затраты на постройку удельной мощности по переработке с индексом сложности 1 составляют 400 долларов США, то удельные затраты на постройку нефтеперерабатывающих мощностей с индексом сложности 3 – 1 200 долларов США.

Расчет затрат на замещение технологических установок – элементов функционально-технологической схемы, представлен в таблице 3.

Расчет затрат на замещение условного НПЗ 6

Элементы функциональнотехнологической схемы Индекс сложности Мощности общие, тыс. т Удельный показатель, млн долл. США/тыс. т Стоимость, млн долл.

Установка первичной переработки нефти 1,00 17 000,0 0,01613 274,125

Установка четкой ректификации бензина 2,75 1 134,0 0,04434 50,286

Установка гидроочистки бензинов 1,00 300,0 0,01613 4,838

Установка риформирования бензина 5,00 360,9 0,08063 29,098

Установка изомеризации 15,00 440,0 0,24188 106,425

Гидроочистка дизельного топлива 1,00 4 608,1 0,01613 74,306

Установка сероочистки газов 6,00 96,0 0,09675 9,288

Установка переработки серной кислоты 6,00 102,0 0,09675 9,869

Установка по производству смазочных масел 60,00 280,0 0,96750 270,900

Установка по производству нефтебитума 1,50 1 200,0 0,02419 29,025

ИТОГО – 24 321,0 – 858,158

Таблица составлена автором статьи.

К затратам на замещение технологических установок необходимо добавить затраты на замещение технологических внешних объектов (в состав этой группы объектов, как правило, входит товарно-сырьевая база НПЗ: резервуарн ый п арк и трубоп роводы к нему) и нетехнологических внешних объектов (в состав этой группы объектов входят очистные сооружения).

Затраты на замещение внешних объектов могут быть определены на основании их соотношения с затратами на замещение технологических установок. Суммарные затраты на замещение внешних объектов, как правило, составляют 100 процентов от затрат на замещение технологических установок. Распределение стоимости между внешними технологическими и нетехнологическими объектами обычно составляет 60 и 40 процентов соответственно7.

Для расчета стоимости интеграции установок и внешних технологических и нетехнологических объектов в поточную схему завода необходимо использовать данные инвестиционных программ завода, в которых указано, что средняя стоимость строительства общезаводской инфраструктуры к одной установке составляет округленно 30 процентов от стоимости этой установки и внешних технологических объектов к ней.

7 Рассчитано автором на примере нескольких НПЗ.

8 Таблица составлена автором статьи.

В расчете на единицу установленной мощности по атмосферной переработке затраты на замещение всех элементов ФТС условного нефтеперерабатывающего завода составили 0,131 млн долл. США/тыс. т.

В настоящее время на рынке осуществляется или планируется строительство нескольких нефтеперерабатывающих заводов. В доступных источниках информации найдены сведения о сумме планируемых капиталовложений и потенциальной мощности заводов по первичной переработке. Однако не доступна информация о среднем индексе сложности таких заводов, что не позволяет сделать окончательный вывод об их сопоставимости. Однако данные об описываемых мощностях являются рыночным индикативом удельной стоимости строительства и могут быть использованы для процедуры верификации.

Данные о планируемых к строительству нефтеперерабатывающих заводах приведены в таблице 4.

Зависимость удельной стоимости затрат на строительство установок атмосферной переработки в составе НПЗ от их общей мощности показана на рисунке.

Исходя из выявленной зависимости и определенного тренда удельная стоимость

Планируемые к вводу нефтеперерабатывающие мощности 8

Местоположение Мощность, тыс. т в год Цена

Псковская область, Великолукский район 6 000 1,5 млрд долл. США

Джейхана, Азербайджан 20 000 1 млрд долл. США

г. Сейхан, Турция 10 000 2,5-3 млрд долл. США

Республика Саха, Иреляхское месторождение 250 6 млрд р.

Свердловская область 3 000 1,4 млрд долл. США

Туапсе 12 000 1,5 млрд евро

Брянск 6 000 50 млрд р.

Армения 7 000 2,8 млрд долл. США

Зависимость удельной стоимости затрат на строительство установок атмосферной переработки (в тыс. долл. США на тыс. т продукции) от их общей мощности

(тыс. т продукции в год)9

строительства нефтеперерабатывающих мощностей условного НПЗ составляет 0,207 млн долл. США/тыс. т.

Как уже указывалось, имущественный комплекс любого нефтеперерабатывающего завода, помимо элементов функционально-технологической схемы, включает прочие производственные объекты и неоперационные активы. Также стоимость строительства существенно зависит от местоположения объекта, специфики создаваемого производственного цикла, уровня сложности НПЗ и прочего. В связи с невозможностью скорректировать объекты-аналоги из таблицы 4 на выявленные различия результаты расчета стоимости замещения по данным прочих заводов приведены справочно, но они подтверждают верность расчета затрат на замещение элементов ФТС условного НПЗ.

1. Богданов В. Л. Стратегия устойчивого развития нефтегазовой компании в условиях реформирования ТЭК России. СПб. :

9 График составлен автором статьи.

2. Буш Джеймс, Джонсон Даниел. Управление финансами в медународной нефтяной компании / пер с англ. М. : ЗАО «Олимп Бизнес», 2003.

3. Давлетьяров Ф. А. Система территориального мониторинга в контуре управления нефтяной компанией // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2006. № 10-11.

4. Зарнадзе А. А., Цгарели Д. В. Нефтяная компания как целостная экономическая система // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2007. № 7.

5. Зоря Е. И., Клейнер Г. Б., Скрыпни-ков А. В., Цагарели Д. В. Нефть – Топливо – Экономика (ситуация, проблемы, перспективы). М. : Издательский центр «Математика», 1996.

6. Интеллектуализация предприятий нефтегазохимического комплекса: экономика, менеджмент, технология, инновации, образование / под ред. И. А. Садчикова, В. Е. Сомова. СПб. : СПбГИЭУ, 2006.

7. Леффлер Уильям Л. Переработка нефти. 2-е изд., пересмотренное / пер с англ.

М. : ЗАО «Олимп-Бизнес», 2004.

8. Ракитский В. М. Тенденции и перспективы развития нефтепереработки в мире. СПб. : Недра, 2006.

9. Сомов В. Е. Стратегическое управление нефтеперерабатывающими предприятиями. СПб. : Химиздат, 1999.

10. Сомов В. Е., Садчиков И. А., Шер-шун В. Г. Стратегические приоритеты российских нефтеперерабатывающих предприятий / под ред. В. Е. Сомова. М. : ЦНИИТЭнефтехим, 2002.

11. Федоров В. С. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность – единый производственный ком-

плекс / В. С. Федоров; сост. С. Н. Хаджиев, В. А. Рябов, В. М. Гармаш, Л. Е. Злотников. М. : Наука, 2007.

12. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности : учебник / В. Ф. Дунаев, В. А. Шпаков, Н. П. Епифанова, В. Н. Лындин / под ред. В. Ф. Дунаева. М. : ФГУП «Издательство «Нефть и газ» Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006.

13. A Real Option Analysis Of An Oil Refinery Project. Imai & Nakajima // JEL. 2010.

14. Oil & Gas Journal Online Research Center Daniel Johnson & Co. 2004. № 1.

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАРОДНОГО ХОЗЯЙСТВА И ГОСУДАРСТВЕННОЙ СЛУЖБЫ ПРИ ПРЕЗИДЕНТЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФАКУЛЬТЕТ ЭКОНОМИКИ НЕДВИЖИМОСТИ

ЦЕНТР «МЕЖДУНАРОДНАЯ ШКОЛА УПРАВЛЕНИЯ ____________________«ИНТЕНСИВ»________________________

Приглашают принять участие в практическом консультационном семинаре

19-21 июня 2012 года, Москва ЗЕМЕЛЬНЫЕ УЧАСТКИ: МЕЖЕВАНИЕ, ОФОРМЛЕНИЕ, РАСПОРЯЖЕНИЕ И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ (НОВОЕ В ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ,

ОПЫТ И ПРАКТИКА)

• новое в законодательстве Российской Федерации о государственной регистрации прав и кадастровом учете объектов недвижимости (комментарий к федеральным законам от 21.12.2009 № ЭЭ4-ФЗ, от 17.06.2010 № 119-ФЗ, от 29.12.2010 № 435-ФЭ, от 4.06.2011 № 129-ФЗ)

• формирование земельных участков, в том числе в городах, полномочия органов местного самоуправления муниципального района и поселения по предоставлению земельных участков

• порядок изменения границ населенного пункта

• изменение вида разрешенного использования земельного участка

• особенности земельных отношений в сфере жилищного строительства

• землепользование и водопользование на водных объектах

• особенности предоставления земельных участков в отдельных субъектах Российской Федерации: опыт работы представителей регионов

• возникновение и прекращение прав (принудительное изъятие) на земельные участки из земель сельскохозяйственного назначения (комментарий Федерального закона от 29.12. 2010 № 435-ФЭ)

• правовой режим земель особо охраняемых территорий и объектов: действующие нормативные акты и их применение на практике

• новое в правовом режиме земель лесного фонда (комментарий к положениям нового Федерального закона от 29.12.2010 № 442-ФЗ)

• кадастровый учет земельных участков для линейных объектов и охранных зон для них

• порядок безвозмездной передачи военного недвижимого имущества (земельных участков) в собственность субъектов Российской Федерации, муниципальную собственность (комментарий к Федеральному закону от 8.12.2011 № 423-ФЭ)

• опыт первого года работы кадастровых инженеров: успехи и проблемы

• арбитражная практика рассмотрения земельных споров при приватизации земель и сделках с земельными участками. Государственный земельный надзор.

«Машины и оборудование нефтегазовых и химических производств»

Кафедра «Машины и оборудование нефтегазовых и химических производств» обучает и выпускает бакалавров по направлению 15.03.02 «Технологические машины и оборудование», профиль «Оборудование нефтегазопереработки».

  • Проектно-конструкторская;
  • Производственно-технологическая;

Гидромашины и компрессоры нефтегазовых производств, Химическое сопротивление и защита нефтегазового оборудования от коррозии, Компьютерное моделирование нефтегазового оборудования, Конструирование и расчет нефтегазовых сосудов и аппаратов, работающих под давлением, Машины и аппараты нефтегазопереработки, Конструирование и расчет оборудования нефтегазопереработки, Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии, Технологические машины и оборудование общего назначения, Монтаж и ремонт оборудования нефтегазопереработки, Техническая диагностика и надежность оборудования нефтегазопереработки, Требования Ростехнадзора по проектированию и эксплуатации оборудования отрасли.

Проектирование технологических машин и оборудования в нефтегазовой отрасли; организация и выполнение работ по созданию, монтажу, вводу в действие, техническому обслуживанию, эксплуатации, диагностике и ремонту технологических машин и оборудования в нефтегазовой отрасли.

Выпускники могут работать:

  • механиками на нефтегазоперерабатывающих и химических предприятиях, таких как АО «Куйбышевский НПЗ», АО «Новокуйбышевский НПЗ», ООО «Новокуйбышевский завод масел и присадок», АО «Отрадненский ГПЗ», АО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания» и т.д.
  • проектировщиками в проектных институтах, таких как ПАО «Самаранефтехимпроект», АО «Гипровостокнефть», ООО «Волга НИПИТЭК» и т.д.

АО «Куйбышевский НПЗ», АО «Новокуйбышевский НПЗ», ООО «Новокуйбышевский завод масел и присадок», ПАО «Самаранефтехимпроект», АО «Гипровостокнефть», ООО «Волга НИПИТЭК».

Добавить комментарий