Переработка нефти в россии реферат

Обновлено: 13.05.2024

Документ из архива "Начало нефтепереработки в России. Деятельность братьев Дубининых", который расположен в категории " ". Всё это находится в предмете "история нефтегазовой отрасли инго" из раздела "", которые можно найти в файловом архиве Студент. Не смотря на прямую связь этого архива с Студент, его также можно найти и в других разделах. .

Онлайн просмотр документа "реферат"

Текст из документа "реферат"

ПО ИСТОРИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ НА ТЕМУ:

«Начало нефтепереработки в России.

1. ВВЕДЕНИЕ 2

2.1 Биография братьев Дубининых и их деятельность 4

2.2 Принцип действия и мощность завода 6

2.3 Заслуги Дубининых перед Отечеством 7

2.4 Частица истории в настоящем мире 8

2.5 Дальнейшая судьба братьев Дубининых 9

2. ЗАКЛЮЧЕНИЕ 10

3. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 11

4. ПРИЛОЖЕНИЯ 12

В современном мире все люди пользуются различной техникой, которая работает на горючем веществе. И сегодня мы не можем представить себе жизнь и развитие промышленности без нефтепродуктов. Мазут, керосин, бензин, дизельное топливо давно и прочно заняли лидирующие позиции среди силовых агрегатов различного типа оборудования. Их используют почти везде: самолеты, автомобили, военная техника. Хотя немногие знают, кто стоял у истоков нефтепереработки нашего государства.

В истории существует немало примеров, олицетворяющих силу таланта. А именно значимость деятельности простых людей, не имевших высоких интеллектуальных способностей. Личностей, сделавших выдающиеся открытия и изобретения, благодаря перенятому опыту, стойкости и желанию развиваться.

А вот и сводки с более позднего печатного американского источника:

Целью реферата является сбор информации, позволяющей восстановить и понять историческое прошлое на основе достоверности фактов и событий и её изучение.

Исходя из поставленной цели, вытекают следующие задачи:

изучение биографии братьев Дубининых

исследование устройства завода

принцип действия завода

установление заслуг изобретателей перед своей Родиной

В начале XIX века жили в России, в селе Нижний Ландех Гороховецкого уезда Владимирской губернии, крепостные крестьяне графини Паниной 1 – три родных брата Василий (1788 г.р.), Герасим(1794 г.р.) и Макар(1805 г.р.) Дубинины. Не богата была земля, на которой родились братья. Крестьянин, как ни работал, не мог прокормить семью хлебом, потому и был вынужден искать приработок. (Наличие вокруг лесов, особенно хвойных, открывало широкий спектр возможностей по переработке дерева. Большой спрос в то время был на смолы. Деревья шли на смоление корпусов военных судов, канатов, использовались как смазочные вещества, служили сырьем для перегонки с целью получения осветительных масел и медицинских средств. Из смол вырабатывали канифоль и скипидар.)

Когда графиня Панина, при дворе которой жили братья, наряду с другими титулованными аристократами, получила земли на берегах Терека, она принудительно переселила на Северный Кавказ, в свои новые поместья, часть крепостных крестьян из Владимирской губернии. В числе невольных переселенцев оказались и Дубинины. Талантливые самоучки, унаследовавшие богатый опыт русских смолокуров, были молоды и полны энергии. В год пуска нефтеперегонной установки (1823) старшему брату Василию было 35 лет, Герасиму – 29, а младшему, Макару, всего 18 лет. А Их отцу, Алексею Егоровичу, к тому времени шел уже 59-й год. Они хорошо знали аппаратуру и методы перегонки органических веществ, поэтому не растерялись в новой, непривычной для них обстановке.

Место расположения предприятия братьев Дубининых – это Моздок (сейчас это второй по величине город Республики Северная Осетия). Возможно, они выбрали именно это место, потому что этот населенный пункт, еще в 1785 году получивший статус города, имел хорошие связи с близлежащими территориями. Это позволяло решить некоторые вопросы транспортировки и необходимых кадров, а также помогало в обеспечении и в получении важных для завода материалов; реализацией производимой продукции.

Из личных интересов:

За пуд нефти братья получали в среднем 120 рублей. Пуд- 16.38 кг(литров);

1 рубль того времени - это 1045,02 рубля Российской Федерации апреля 2018 года.

Тогда за одну прогонку по сегодняшним меркам братья получали бы 500*120/16.38 *1045.02=3 827 912. 057 рублей 2018 года

В восьмидесятых годах ХIХ века инженер-технолог Тифлисской Казенной палаты С.И. Гулишамбаров 3 заинтересовался историей отечественного нефтяного дела. Он-то и обнаружил в архиве Канцелярии главного управления Закавказским краем многочисленные документы о заводе Дубининых, его описание и, что самое важное, чертеж, который он впервые и опубликовал. В документах, хранящихся в Моздокском филиале Национального музея РСО - Алания, есть копии документов Российского государственного исторического архива, из которых следует, что крестьянин Василий Дубинин являлся автором описания завода и чертежа.

Этот факт свидетельствует о том, что именно Василий, старший из братьев был инициатором и руководителем смелого и трудного начинания.

Так как точного времени года строительства нефтеперерабатывающей установки не указано ни в каких источниках, то вполне логично будет предположить, что Дубинины строили завод летом, используя хорошую погоду. Это позволяло им одновременно заготавливать сырую нефть. А запустили завод осенью. Поэтому началом его работы следует считать, скорее всего, сентябрь или октябрь 1823 года.

В первые годы работы завода дела у братьев Дубининых были безумно успешны. Они вырабатывали несколько тысяч пудов керосина, вывозили его в большие города, такие как Москва и Нижний Новгород; снабжали им города и крепости Северного Кавказа. А тяжелый остаток перегонки – мазут – также находил применение. Он реализовался на месте и использовался для смазки тележных колес и конной упряжи.

Позднее, во второй четверти ХIХ века, на Кавказе сложились весьма неблагоприятные условия для производственной деятельности Дубининых. В районе Моздока проходила линия фронта русских войск 4 . Военные действия против горцев, естественно, тормозили развитие добычи нефти. Немногочисленные действовавшие нефтяные колодцы были уже истощены. К тому же они являлись собственностью Кавказского линейного казачьего войска. Атаман войска сдавал их на откуп, а откупщики назначали на нефть неимоверно высокие цены. Своей же сырьевой базы Дубинины не имели. А самое главное – ни правительство царской России, ни наместник Кавказа князь М.Воронцов никакой помощи, никакого содействия Дубининым не оказывали.

Однако никакие доводы Дубининых о необходимости поддержки нового и весьма перспективного дела не смогли преодолеть косности царского правительства. Они получили отказ на все их просьбы. Дело, развитию которого Дубинины посвятили почти четверть века, постепенно приходило в упадок и к 1848 году совершенно угасло. В период с 1849 по 1850 год в городе Моздоке уже постоянного нефтяного завода не было, то есть перегонка нефти была прекращена. Имея технические предпосылки для превращения нефтеперегонного дела в одну из передовых отраслей промышленности, царское правительство не хотело и не сумело развить способ братьев Дубининых во всех нефтедобывающих районах.

Цель переработки нефти (нефтепереработки) — производство нефтепродуктов, прежде всего различных видов топлива (автомобильного, авиационного, котельного и т. д.) и сырья для последующей химической переработки.

Содержание

Введение:
1. Цели переработки нефти и газа…………………………………………………..3
2. Основные понятия………………………………………………………………3-4
Основная часть:
1. Основные этапы нефтепереработки:
1.1 Подготовка нефти к переработке……………………………………………6
1.2 Первичная переработка нефти…………………………………………….7-8
1.1.1. Атмосферная перегонка………………………………………………..9
1.1.2. Вакуумная перегонка…………………………………………………..9
1.3 Вторичная переработка нефти………………………………………….10-14
2. Переработка газа……………………………………………………………..15-18
Заключение………………………………………………………………………. 19
Список использованной литературы…………………………………………..20

Работа содержит 1 файл

РЕФЕРАТ.docx

1. Цели переработки нефти и газа…………………………………………………..3

1. Основные этапы нефтепереработки:

1.1 Подготовка нефти к переработке……………………………………………6

1.2 Первичная переработка нефти…………………………………………….7-8

1.3 Вторичная переработка нефти………………………………………….10-14

Список использованной литературы…………………………………………..20

Природный газ широко применяется в качестве горючего в жилых, частных и многоквартирных домах для отопления, подогрева воды и приготовления пищи; как топливо для машин (газотопливная система автомобиля), котельных, ТЭЦ и др. Сейчас он используется в химической промышленности как исходное сырьё для получения различных органических веществ, например, пластмасс. В XIX веке природный газ использовался в первых светофорах и для освещения (применялись газовые лампы).

Нефть (греч. ναφθα, или через тур. neft, от персидск. нефт; восходит к аккад. напатум — вспыхивать/, воспламеняться) — природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых других органических соединений. По цвету нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть; имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли. Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых. Нефть намного легче воды и практически в ней не растворяется.

Нефть обнаруживается вместе с газообразными на глубинах от десятков метров до 5—6 км. Однако на глубинах свыше 4,5—5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1—3 км. На малых глубинах и при естественных выходах на земную поверхность нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др. образования — например, битуминозные пески и битумы.

По химическому составу и происхождению нефть близка к естественным горючим газам, озокериту, а также асфальту. Эти ископаемые объединяют под общим названием петролитов. Петролиты относят к ещё более обширной группе так называемых каустобиолитов — горючих минералов биогенного происхождения, которые включают также ископаемые твёрдые топлива.

Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть — жидкие углеводороды (> 500 веществ или обычно 80—90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4—5 %), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (> 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты — растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1—4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси.

В основном в нефти представлены парафиновые (обычно 30—35, реже 40—50 % по объёму) и нафтеновые (25—75 %). В меньшей степени — соединения ароматического ряда (10—20, реже 35 %) и смешанного, или гибридного, строения (например, парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические).

Природный газ — смесь газов, образовавшаяся в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ.

Природный газ относится к полезным ископаемым. Природный газ в пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии — в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде. При стандартных условиях (101,325 кПа и 20 °C) природный газ находится только в газообразном состоянии. Также природный газ может находиться в кристаллическом состоянии в виде естественных газогидратов.

Республика Коми — лидер в добыче нефти на Севере. Это крупнейший и важнейший район сырьевой и топливной промышленности в европейской части России. На долю топливной промышленности здесь приходится почти 60% всей промышленной продукции. Здесь имеется развитая трубопроводная система, важнейшие нефтепроводы которой — это Ухта — Ярославль и Ухта — Торжок. Получил развитие речной транспорт по рекам… Читать ещё >

Добыча и переработка нефти в регионах России ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Кафедра экономической, социальной и политической географии

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ В РЕГИОНАХ РОССИИ

Работу выполнила Т. А. Федорова Факультет географический Специальность 50 103.65 — География, ЗФО Нормоконтролер, канд. геогр. наук, доцент А. А. Филобок Краснодар 2013

Введение
1. Ресурсная база нефтяной промышленности России
- 1.1 Нефтяные запасы РФ, их место в мире
- 1.2 Территориальная дифференциация нефтегазоносных районов РФ
- 2.1 Территориально-производственная структура нефтяной промышленности
- 2.2 Нефтяные корпорации РФ
- 2.3 Нефтегазовый комплекс Кубани
- 3.1 Размещение НПЗ
- 3.2 Виды транспортировки нефти
- 4.1 Развитие и размещение нефтепроводов нашей страны
- 4.2 Крупнейшие проекты нефтепроводов
1.1 Нефтяные запасы РФ, их место в мире

Нефть относится к невозобновляемым ресурсам. Разведанные запасы нефти составляют (на 2011 год) 8,3 млрд. т/60 млрд. баррелей, неразведанные — оцениваются в 52—260 млрд. т./300—1500 млрд. баррелей.

Крупнейшими в России считаются Самотлорское (Сибирь, Ханты-Мансийский АО), Ромашкинское (республика Татарстан) и Приобское (Сибирь, Ханты-Мансийский АО) нефтяные месторождения. Суммарный остаточный запас в них, по предварительным оценкам, составляет порядка 3,1 млрд. тонн.

Клондайком нефтяных месторождений считается Сибирь. Там расположены крупные месторождения. Например, Лянторское месторождение, предполагаемый полный запас которого составляет около 2 млрд. тонн. Почти равно ему Федоровское — 1,8 млрд. тонн. Мамонтовское месторождение — третье крупнейшее с 1,3 млрд. тоннами нефти. Салымская группа месторождений приближается к лидерам по своим объемам в 1,8 млрд. тонн. И это далеко не весь ресурс Сибири.

Большие доказанные ресурсы нефти расположены в Поволжье. Там находится Волго-Уральская нефтегазоносная провинция. В ее состав входят Туймазинское месторождение, ресурс которого — 480 млн. тонн, Арланское месторождение с 400 млн. тонн. До открытия месторождений Сибири Волго-Уральская провинция занимала первое место в России по объемам добычи нефти. Крупнейшим месторождением Поволжья является Ромашкинское, упомянутое выше. Еще приблизительно 72 млн. тонн ценного ресурса сосредоточено в Приразломном месторождении, расположенном на шельфе Печорского моря на севере России.

Включение запасов нефти баженовской и других свит, а также тяжелой нефти в категорию разведанных позволит России прирастить их на 15−20 проц. и уверенно подняться на несколько ступеней в мировых рейтингах запасов жидких углеводородов.

Российский шельф наиболее перспективное направление восполнения запасов нефти. Начальные извлекаемые ресурсы превышают 100 млрд. тонн условного топлива. Это гарантирует удовлетворение внутренних потребностей в энергоносителях и обеспечение экспорта на десятки ближайших лет. По итогам 2011 года отмечалось, что работы по разведке нефтегазовых ресурсов проводились в отчетный период на 204 объектах, из них 24 расположены на континентальном шельфе. Эти работы позволят подготовить 6,4 млрд. т. условного топлива, из них 1,3 млрд. т. — на шельфе.

Средняя обеспеченность запасами крупнейших российских нефтяных компаний превышает 30 лет, в некоторых случаях она достигает 50 лет. Это значительно больше запасов зарубежных корпораций (10−12 лет). При текущем уровне добычи Россия обеспечена запасами нефти не менее чем на 35−40 лет. При этом ресурсы, не вовлеченные в освоение, превышают 100 млрд. тонн условного топлива.

Мировые разведанные запасы нефти сконцентрированы на Ближнем Востоке. Пять ближневосточных стран обладают почти 2/3 глобальных запасов: Саудовская Аравия (25%), Ирак (11%), ОАЭ (9%), Кувейт (9%) и Иран (9%). Вне Ближнего Востока самые большие запасы имеют Венесуэла и Россия. Венесуэла обладает приблизительно 7%, Россия — почти 5% глобальных запасов нефти. Россия производит 10% нефти, в то время как потребляет только 4%.

Имеются также большие запасы нефти (3400 млрд. баррелей) в нефтяных песках Канады и Венесуэлы. Этой нефти при нынешних темпах потребления хватит на 110 лет. В настоящее время компании ещё не могут производить много нефти из нефтяных песков, но ими ведутся разработки в этом направлении (таблица 1).

Таблица 1 — Страны с крупнейшими разведанными запасами нефти, 2011 г.

Запасы, млрд. баррелей

Объединенные Арабские Эмираты

Примечание — по данным BP Statistical Review

Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Её доля в общем потреблении энергоресурсов непрерывно растет: 3% в 1900, 5% перед 1-й мировой войной 1914;1918, 17,5% накануне 2-й мировой войны 1939;45, 24% в 1950 и 41,5% в 1972. Нефть составляет основу топливно-энергетических балансов всех экономически развитых стран. В СССР доля нефти в суммарной добыче топлива (в пересчёте на условное топливо) составила 42,3% в 1972. Опережающий рост потребления жидкого топлива в развитых капиталистических странах (США, страны Западной Европы, Япония, Канада, Австралийский Союз), на долю которых приходится свыше 4/5 потребления нефтепродуктов в мире (без социалистических стран), но около 10% разведанных запасов и около 30% её добычи, привёл к углублению географического разрыва между районами добычи и потребления нефти. Быстрый рост добычи нефти в развивающихся странах (особенно на Ближнем и Среднем Востоке), за счёт которых покрываются растущие промышленные и военно-стратегические потребности развитых капиталистических стран, оказывает решающее воздействие на нефтяное хозяйство капиталистического мира.

Развитие добычи углеводородов или, по крайней мере, ее поддержание на достигнутом современном уровне требует расширенного воспроизводства их разведанных запасов. В 2011 году прирост запасов нефти и конденсата достиг 585 млн. т, в том числе за счет геолого-разведочных работ — 285 млн. т, и за счет увеличения коэффициента извлечения нефти на разрабатываемых месторождениях — 300 млн т.

1.2 Территориальная дифференциация нефтегазоносных районов РФ

Основной район нефтедобычи в стране — Западная Сибирь — дает примерно 2/3 общероссийской нефти. Объем добычи нефти в этом макрорегионе в 2010 г. составил 318 млн. т, что ниже показателя предыдущего года на 1,2%. Месторождения углеводородного сырья находятся здесь в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, расположенной в пределах Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого АО. В ней сосредоточено около 58% общероссийских извлекаемых ресурсов нефти. Несмотря на то, что в Западной Сибири уже добыто более 7 млрд. т нефти, провинция обладает значительным нефтегазовым потенциалом, не включенным в суммарные запасы нефти из-за слабой геологической изученности региона.

В Западной Сибири выделяют 10 нефтегазоносных областей, четыре из которых преимущественно газоносные. Остальные содержат в основном ресурсы нефти: Приуральская и Фроловская (на западе), Среднеобская и Каймысовская (в центре), Васюганская и Пайдучинская (на востоке). Главную роль в текущей добыче и в концентрации запасов нефти промышленных категорий играет Среднеобская нефтегазоносная область. Далее идут месторождения: Приобское нефтяное, Федоровское газоконденсатное, Мамонтовскае нефтяное, Русское газонефтяное и др. В среднем степень выработанности в регионе превышает 35%. Нефть здесь качественная и высококачественная. Большая часть ее неразведанных ресурсов прогнозируется, а Надым-Пурской, Среднеобской, Пур-Тазовской и Фроловской нефтегазоносных областях.

На территории Западной Сибири образовались основные топливно-энергетические базы России: Западно-Сибирская нефтегазовая, Кузбасс, западное крыло КАТЕК. Район Западной Сибири дает более 68% общероссийской нефти.

В округе высокий уровень концентрации добычи — в 2010 г. около половины всей добываемой нефти получено на одиннадцати крупных месторождениях, на каждом из которых добыто более 6 млн. тонн нефти. Наибольший объем добычи нефти приходится на Приобское (14,8%) и Самотлорское (10%) месторождения.

Относительно крупным новым проектом в ХМАО является разработка Салымской группы месторождений (Западно-Салымское, Верхне-Салымское и Ваделыпское месторождения). В 2010 г. общий объем нефтедобычи на Салымской группе нефтяных месторождений достиг пикового уровня — 8,3 млн. тонн.

Важную роль в Западно-Сибирском экономическом районе играет Тюменская область, на которую приходится 17% общероссийской добычи нефти. Она стала базой для освоения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

На Ямало-Ненецкий АО, имеющий запасы нефти в 11 млрд. т, приходится почти 10% всей ее добычи в стране. Здесь добывают также около 90% всего российского газа.

В 2010 г. из недр было извлечено около 34,5 млн тонн жидких углеводородов. Широкое применение методов интенсификации воздействия на нефтяные пласты привело в 2000 — 2004 гг. к быстрому увеличению добычи нефти, после чего при отсутствии введения в разработку новых крупных месторождений началось ее устойчивое сокращение, составившее за последние пять лет почти 10 млн. тонн.

В последние годы в ЯНАО начата добыча нефти на Равнинном, Лимбаяхском и Лонгъюганском месторождениях.

Восточная нефтяная компания ведет добычу в Томской области (1,9%), которая относится к перспективным по нефти: Запасы ее здесь оценивают в 1,4 млрд. т. В будущем возможна добыча локального значения в Омской и Новосибирской областях, где также имеются запасы нефти, соответственно 70 млн. т и 140 млн. тонн.

Второй по значению нефтедобывающий район страны — Поволжье — старейший центр нефтедобычи в России. Здесь добывают 41 млн. т нефти (13,4% от итога по стране). Пик добычи пришелся на начало 1970;х гг.(145−147 млн. т в год).

В 2010 г. добыча в Поволжье возросла на 3,8% по сравнению с 2009 г., с 61,8 до 64,1 млн. тонн.

Несмотря на то, что Поволжье — один из старейших регионов нефтедобычи в России и характеризуется значительным периодом разработки месторождений и высокой степенью изученности, в последние годы здесь наблюдается стабилизация, либо небольшое увеличение добычи нефти (3 — 4% в год), что связано с применением передовых технологий извлечения нефти на месторождениях с падающей добычей, вовлечением в разработку малых месторождений и высоковязких нефтей.

По добыче нефти в Поволжье лидирует Татарстан (8,7%). В 1970;е гг. он давал более трети всей добычи СССР — свыше 100 млн. т в год. В 1990;е годы из-за выработанности основных месторождений добыча резко сократилась.

Благодаря крупным месторождениям нефти Татарстан стал основным нефтедобытчиком Поволжья. Всего с начала эксплуатации в нем было добыто. 2,6 млрд. т нефти. Большая часть ее запасов находится здесь в мелких и средних месторождениях. Вероятный срок полного их истощения определяют в 30−40 лет. Добыча падает ежегодно на 2−3 млн. т. Татарстан занял центральное положение в системе межрегиональных транспортных связей, особенно в нефтепроводной системе. Через его территорию проходят такие важные нефтепроводы, как Альметьевск — Нижний Новгород, Самара — Пермь, Уренгой — Самара и др. В нефтепроводной системе России крупным нефтепередающим центром стал г. Альметьевск, через который проходит большинство магистральных нефтепроводов.

В области находятся три крупных НПЗ — в Самаре, Сызрани и Новокуйбышевске.

Запасы нефти есть во всех областях, входящих в состав Поволжья. Они (без Татарстана и Самарской области) достают 2 млрд. т. Добычу в них ведут на мелких и средних месторождениях с выработанностью 70−85%. Наиболее значительна она в Волгоградской (1,2%) и Астраханской областях (1%). В Ульяновской, Саратовской и Пензенской областях добыча имеет локальный характер. Увеличивать добычу здесь планируют благодаря применению новых технологий и вводу в эксплуатацию глубоколежащих месторождений, особенно в Волгоградской и Саратовской областях. В Ульяновской области в перспективе предполагают разрабатывать битуминозные породы, запасы нефти в которых очень существенны.

С ростом добычи нефти в Каспийском море и созданием Каспийской трубопроводной системы в территориально-производственной структуре нефтяной промышленности резко возросло значение Астраханской области. Добыча нефти в области развивается динамично, полностью удовлетворяя ее потребности и поставляя излишки в другие регионы России и на экспорт.

Сейчас в Поволжье работают 10 НПЗ, доля продукции, которых составляет 17,5% от итога по стране. Они занимают второе место в России по выпуску нефтепродуктов. Глубина переработки па них в среднем составляет 60%.

Уральский экономический район занимает третье место в стране по нефтедобывающим мощностям (12,5%) и первое место по нефтепереработке. Несмотря на значительные энергоресурсы, его традиционно относят к энергодефицитным районам из-за высокой энергоемкости сосредоточенных здесь отраслей обрабатывающей промышленности.

Основным нефтедобывающим ареалом в Предуралье стал Башкортостан (4%), добыча в котором сосредоточена на Туймазинском, Ишимбайском, Арланском и Чекматушевском месторождениях. Добыча нефти, несмотря на широко применяемые новые технологии и крупные запасы (2,2 млрд. т), постоянно падает. Республике приходится ввозить и нефть, и конденсат (около 10 млн. т. в год).

Большие запасы нефти (900 млн. т) обнаружены в Удмуртии. Добычу здесь (2,5% от итога по стране) ведут на 38 месторождениях. Наиболее значительные из них — Арланское и Чутпырско-Киенгопское, выработанность на которых соответственно составляет 82 и 54%.

Крупными центрами добычи нефти в Предуралье являются Пермская и Оренбургская области (по 3% каждая), запасы ее в которых соответственно составляют 1,3 и 1,7 млрд т. Степень выработанности основных разрабатываемых месторождений в Пермской области (Уньвинское, Ножовское и Павловское) составляет 50%, а в Оренбургской (Сфочинско-Никольское, Ростошинскюе и Бобровское) — 42%.

Северный экономический район, на долю которого приходится 3,8% нефтедобычи страны, занимает первое место в европейской части России по степени обеспеченности всеми видами топливно-энергетических ресурсов. В районе формируется крупная база по добыче углеводородного сырья, причем не только на суше, но и в шельфовой зоне Баренцева моря, где располагается Штокмановское месторождение, относящееся по категории запасов к крупнейшим (таблица 2).

Нефтеперерабатывающая промышленность России – организационно высококонцентрированная и территориально диверсифицированная отрасль НГК, обеспечивающая переработку около 50,8% объема жидких углеводородов, добываемых в стране. Направления развития и функционирования нефтепереработки в РФ обусловлены структурными и технологическими изменениями, произошедшими в связи с модернизацией отрасли в последнее десятилетие. Большое влияние на структуру производства и качество нефтепродуктов оказывают технологическое перевооружение и модернизация оборудования и технологических процессов, а также ценовые шоки на мировом рынке нефти. Помимо этого, ежегодно ужесточаются требования и нормы по качеству сырья и продуктов переработки углеводородов, а также происходят фискальные изменения, направленные на регулирование экспорта темных нефтепродуктов.

Эффективность работы нефтеперерабатывающей отрасли очень чувствительна к изменениям потребительского спроса и в целом следует за тенденцией основных макроэкономических показателей страны. Поэтому последствия пандемии COVID-19 в 2020 году повлекут за собой значительный спад спроса на нефтепродукты как на российском рынке, так и со стороны китайского и европейского рынков.

Резкое падение цен на нефть в I квартале того же года в связи с временным прекращением действия соглашения ОПЕК+ привело к тому, что демпфирующий механизм на нефтепродукты стал работать в обратную сторону. В настоящее время компаниям приходится доплачивать в бюджет за поставку нефтепродуктов на внутренний рынок, а стоимость топлива даже при беспрецедентно низких ценах на нефть остается на прежнем уровне.

На фоне сокращения производства мазута в этот период на 42% выросла доля выпуска автомобильного бензина и дизельного топлива. Поэтому с точки зрения динамики производственных показателей наблюдается положительная тенденция, но ее сохранение в перспективе будет во многом зависеть от продолжительности текущего кризиса.

Мировые тенденции нефтепереработки

Нефтеперерабатывающая промышленность является основой жизнеобеспечения населения и отраслей экономики во всем мире. Одним из глобальных вызовов устойчивому развитию нефтеперерабатывающей промышленности стало заключение в 2015 году Парижских соглашений на базе Рамочной конвенции ООН об изменении климата. В результате усилилась тенденция к вытеснению ископаемых источников энергии из топливно-энергетического баланса многих стран.

Одним из радикальных механизмов экологизации экономики является замещение нефтепродуктов в транспортном секторе на газ и электроэнергию. Интенсивное развитие рынка электромобилей обусловлено колоссальной государственной поддержкой как на финансовом, так и на законодательном уровнях. Великобритания, Франция и Нидерланды предполагают полный отказ от продаж автомобилей с двигателем внутреннего сгорания к 2030–2040 годам, а страны Азиатско-Тихоокеанского региона (Китай, Индия, Малайзия) – электрификацию всех новых продаваемых автомобилей и ввод норм распространения электрокаров к 2025–2030 годам с последующим полным отказом от нефтепродуктов.

Вместе с тем развитие рынка электромобилей ограничивается рядом факторов:

· необходимостью временных и инвестиционных ресурсов для создания и расширения производственных мощностей;

· недостаточной доступностью и распространенностью главных компонент зарядных устройств (лития, кобальта и никеля);

· слабой инфраструктурной обеспеченностью территорий генерирующими мощностями и зарядными станциями.

Поэтому в долгосрочной перспективе нефтепродукты останутся основным источником энергии на транспорте.

Основной вклад в устойчивый рост мощностей по переработке нефти в мире вносят Китай и Индия – в среднем не менее 5–6% прироста в год. При сохранении текущих темпов роста не исключено, что к 2025 году Китай станет крупнейшей в мире страной по объемам мощностей переработки нефти, обогнав США.

Общеотраслевые тенденции

В России функционирует 37 крупных НПЗ с объемами переработки более 1 млн тонн в год, а также мини-НПЗ (МНПЗ). Суммарная мощность нефтеперерабатывающих предприятий в России оценивается на уровне 328 млн тонн в год.

Российская нефтеперерабатывающая промышленность по валовым объемам является одной из крупнейших (уступает только США и Китаю), однако характеризуется относительно низкой глубиной переработки сырья. Тем не менее усилия ВИНК и независимых компаний по модернизации и строительству современных НПЗ привели к существенному росту данного показателя в период 2014–2019 годов – с 72,3 до 82,8%.

Наибольшая глубина переработки зафиксирована на независимых Антипинском (99,5%), Марийском (99,3%) и Яйском (99,3%) НПЗ. Средний выход светлых нефтепродуктов на отечественных НПЗ составил 62,2%. В 2018 году доля производства автомобильного бензина 5-го класса выросла до 97%, производство дизельного топлива 5-го класса составило 91%.

В 2019 году стартовал очередной этап налогового маневра в нефтяной промышленности, направленный на поэтапный рост фискальных платежей в сфере природопользования (налога на добычу полезных ископаемых) при одновременном снижении пошлин на вывоз нефти и бензина за рубеж. В результате к 2024 году ставка пошлин на вывоз нефти и отдельных нефтепродуктов должна быть снижена до нуля, а для организаций, реализующих отечественное топливо на внутреннем рынке, введен отрицательный акциз. Рост налоговой нагрузки и трансформации в системе налогообложения могут повлечь дальнейшее изменение ценообразования и структуры производства нефтепродуктов.

А доля дизельного топлива составляет 46,9%. В 2018 году его производство составило 77,5 млн тонн, что на 0,6 млн тонн выше уровня предыдущего года. На автомобильный бензин приходится 23,9% выпуска нефтепродуктов в РФ. В 2018 году его производство увеличилось на 0,3 млн тонн и достигло 39,5 млн тонн.

За последние пять лет произошло сокращение объема инвестиций в нефтепереработку почти в четыре раза – с 290 млрд рублей в 2014 году до 70 млрд рублей в 2019-м, что связано с увеличением налоговой нагрузки на отрасль.

Региональная структура переработки

Второй регион по объему первичной переработки нефти – Южный федеральный округ, территориально наиболее приближенный к экспортным рынкам нефтепродуктов через порты на Черном и Каспийском морях. В 2019 году объем переработки нефти в округе снизился на 0,5 млн тонн и составил 45,5 млн тонн, или 16,3% от общероссийского показателя. В Южном ФО сосредоточено восемь крупных НПЗ. Наиболее крупный из них – Волгоградский НПЗ компании ЛУКОЙЛ с установленной мощностью 15,7 млн тонн сырья в год.

Центральный ФО – третий по масштабам первичной переработки (14,6%). В округе расположены три крупных НПЗ, суммарный объем переработки которых составил 40,9 млн тонн, что на 0,8 млн тонн меньше, чем в предыдущем году. Снижение показателей связано с проведением капитального ремонта технологических установок.

Четвертый регион – Сибирский федеральный округ (14%). В 2019 году объем первичной переработки там сократился на 0,9 млн тонн, до 39,2 млн тонн. Наибольший вклад в снижение данного показателя внес Ачинский НПЗ (–0,7 млн тонн). Всего в округе расположено четыре крупных НПЗ, в том числе крупнейший в России Омский НПЗ.

Организационная структура отрасли

Сокращение переработки в 2019 году было обусловлено плановыми работами по ремонту и техническому переоснащению мощностей, а также оптимизацией загрузки в соответствии с текущим спросом и налоговым режимом.

Наибольший прирост переработки по итогам 2019 года показал Новокуйбышевский НПЗ (0,9 млн тонн), что связано с завершением этапа модернизации установок. В 2019 году в рамках строительства комплекса гидрокрекинга введена в опытно-промышленную эксплуатацию установка по производству реактивного топлива, ее проектная мощность – более 1 млн тонн в год.

Первичная переработка нефти на Комсомольском НПЗ составила 7,2 млн тонн, что на 10% больше, чем в предыдущем году. В 2019 году на заводе начался выпуск малосернистого судового топлива RMLS. На предприятии продолжает реализовываться программа модернизации, ключевым элементом которой является строительство комплекса гидрокрекинга. Его запуск в эксплуатацию позволит повысить глубину переработки до 92%.

На Туапсинском НПЗ объем переработки сократился на 1,7 млн тонн. Там продолжается программа модернизации, направленная на увеличение глубины переработки до 98,5% и переход к выпуску премиальных видов топлива. Также существенно снизился объем переработки на Саратовском НПЗ: в 2019 году переработано 5,6 млн тонн сырья, что на 1,1 млн тонн меньше, чем в предыдущем году.

В 2019 году объем переработки компании вырос на 0,9 млн тонн, до 44,1 млн тонн. На ЛУКОЙЛ приходится 15,5% первичной переработки нефти в стране. Глубина переработки сырья на российских НПЗ компании достигает около 90%.

Нижегородский НПЗ – крупнейший завод ЛУКОЙЛа, его установленная мощность составляет 17 млн тонн в год. В прошлом году объем первичной переработки на нем вырос на 0,9 млн тонн и достиг 14,9 млн тонн. На предприятии продолжается строительство установки замедленного коксования, установки дизельных фракций и производства водорода, а также возведение инфраструктурных объектов. Комплекс позволит сократить выпуск мазута на 2,7 млн тонн, повысить глубину переработки до 95,5%, а выход светлых нефтепродуктов – до 76%. Ввод в эксплуатацию комплекса запланирован на 2021 год, а его мощность составит 2,1 млн тонн в год. По итогам 2019 года глубина переработки равнялась 77,1%, выход светлых нефтепродуктов – 62,7%.

На Волгоградском НПЗ первичная переработка составила 14,3 млн тонн, что на 0,1 млн тонн меньше, чем в предыдущем году. В 2020 году планируется завершить реконструкцию установки первичной переработки ЭЛОУ-АВТ-5. Также в 2020–2021 годах намечается ввод трех новых установок. В перспективе предусмотрено увеличение поставок сырья на НПЗ по нефтепроводам с 14,5 до 15,5 млн тонн в год. В настоящее время завод выпускает высококачественные нефтепродукты, глубина переработки достигает 93,1%, выход светлых нефтепродуктов – 75,6%.

На Пермском НПЗ объем переработки сократился на 0,3 млн тонн, до 12,5 млн тонн. В 2020–2025 годах компания планирует строительство нового комплекса каталитического крекинга, что позволит увеличить выход светлых нефтепродуктов. В настоящее время глубина переработки на Пермском НПЗ составляет 98,1%, выход светлых нефтепродуктов – 69,2%.

Переработка нефти на Ухтинском НПЗ в прошлом году увеличилась на 0,3 млн тонн, это произошло впервые после периода снижения 2015–2018 годов. Однако пожар на установке гидродепарафинизации дизельного топлива, произошедший в начале 2020 года, может привести к снижению производственных показателей. Глубина переработки нефти составляет 96,6%, выход светлых нефтепродуктов – 48,7%.

На крупнейшем в России Омском НПЗ в 2019 году переработано 20,7 млн тонн нефти, что на 0,3 млн тонн меньше, чем в предыдущем году. На предприятии продолжаются модернизация установки замедленного коксования и строительство ключевых объектов второго этапа модернизации: новой установки замедленного коксования и нового комплекса глубокой переработки. Новая установка замедленного коксования мощностью 2 млн тонн в год позволит исключить выпуск мазута и увеличить производство бензина и дизельного топлива с каждой тонны переработанной нефти, а также выпускать высококачественное сырье для алюминиевой промышленности – нефтяной кокс. Строительство комплекса глубокой переработки планируется завершить в 2021 году. Он позволит существенно увеличить выход светлых нефтепродуктов.

Реализация второго этапа модернизации даст возможность повысить глубину переработки до 97% (сейчас она равна 89,6%), а выход светлых нефтепродуктов до 80% (ныне – 70,6%).

Также на заводе запланирована реконструкция установки вакуумной перегонки мазута ВТ-6, в результате чего ее производительность должна вырасти на 29%, а проектная мощность составит 6,2 млн тонн в год. Завершение реконструкции запланировано на 2022 год.

Модернизация действующих установок и строительство новых мощностей позволят увеличить глубину переработки до 97% (ныне 65,4%), а выход светлых нефтепродуктов – до 73% (сейчас – 54,5%).

В прошлом году введена в эксплуатацию установка ЭЛОУ-АВТ-6, увеличившая мощность переработки до 15,3 млн тонн в год. В феврале 2020 года запущена установка гидроочистки тяжелого газойля коксования мощностью 0,85 млн тонн. Она позволяет получать гидроочищенный газойль, дизельные фракции для производства дизельного топлива, соответствующего стандарту Евро-6. Также на нынешний год запланировано комплексное опробование установок гидрооочистки средних дистиллятов, каталитического крекинга, производства водорода-3, гидроконверсии гудрона.

Независимые НПЗ

В результате годовой объем перерабатываемой нефти за период 2010–2017 годов увеличился на 80%. Однако в последние два года переработка независимыми НПЗ сокращается. При этом весь объем сокращения в группе независимых НПЗ пришелся на два завода: Марийский и Антипинский (ранее принадлежащие группе New Stream).

Наибольший вклад в сокращение переработки в 2018–2019 годах внес Антипинский НПЗ. Рискованная финансовая политика, рост стоимости обслуживания долга в иностранной валюте и влияние налогового маневра привели к признанию завода банкротом в декабре 2019 года, объем переработки за два года сократился на 2,4 млн тонн.

На Марийском НПЗ переработка сократилась на 0,6 млн тонн, что также связано с перебоями в поставках сырья на фоне финансовых проблем самого предприятия. Негативное влияние оказал и налоговый маневр.

Наибольший прирост переработки в 2019 году показал Афипский НПЗ (0,4 млн тонн). С осени 2018 года у предприятия возникли финансовые проблемы, а в апреле прошлого года производство полностью остановилось. Но после перехода завода под контроль группы САФМАР в мае 2019 года производство возобновилось. По итогам года переработка выросла до 5,5 млн тонн. В соответствии с соглашением, заключенным с Правительством РФ, на заводе продолжается модернизация. На 2022 год запланирован ввод в эксплуатацию комплекса гидрокрекинга мощностью 2,5 млн тонн в год.

Уникальные проекты в нефтепереработке

Завод планируется построить в 2021 году. Потребителями катализаторов будут не только российские предприятия, но и нефтеперерабатывающие заводы стран ближнего зарубежья.

Второй проект – это строительство с 2016 года установки гидроконверсии гудронана ТАНЕКО (г. Нижнекамск) по лицензированной российской технологии. Запуск данной установки даст возможность практически полностью перерабатывать сверхвязкую нефть (природный битум). Из гудрона можно получить практически 95% жидких нефтепродуктов.

Проблемы и достижения

Одной из ключевых проблем российской нефтепереработки и нефтехимии является сильная зависимость от импортных технологий и оборудования. В настоящее время в отрасли нет жестких запретов на использование импорта, что замедляет процесс импортозамещения. Также в качестве проблем можно выделить проводимый налоговый маневр, из-за которого компании резко снизили инвестиции в обновление производств.

В числе положительных тенденций развития нефтеперерабатывающей отрасли – увеличение в два раза за последние десять лет количества установок гидрокрекинга и замедленного коксования. Кроме того, появилось восемь независимых НПЗ, улучшилось качество дизельного топлива и бензина.

С 2016 года отечественные предприятия вырабатывают автобензины и дизельное топливо только стандарта Евро-5. Причем если в Европе для перехода моторных топлив на такой уровень потребовалось десять лет, то в России – всего три года. В настоящее время достаточно успешно решается вопрос импортозамещения катализаторов, что приобретает особую важность в условиях высокой зависимости от зарубежных закупок по некоторым видам данной продукции.

Автор: ИРИНА ФИЛИМОНОВА, ИРИНА ПРОВОРНАЯ, ВАСИЛИЙ НЕМОВ, ЮРИЙ ДЗЮБА, Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, Новосибирск

Читайте также: