Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая отрасли

    Дизельное топливо используется в поршневых двигателях дизеля, воспламеняется от сжатия, необходимая температура воспламенения 550-600 °С. Основной показатель воспламеняемости - цетановое число, характеризующее склонность дизельного топлива к воспламенению. Цетановое число определяют по эталонной смеси сравнением легко воспламеняющегося цетана и трудно воспламеняющегося а-метилнафталина. Чем больше цетановое число, т. е. чем больше в топливе парафинов и меньше ароматических соединений, тем выше качество дизельного топлива. В дизельных топливах всех марок, так же как и в карбюраторных, строго регламентируется кислотность, щелочность, а также содержание серы и влаги, поскольку они сокращают срок службы двигателя

    Котельное топливо используют в паровых котлах, электростанциях, парогенераторных и котельных установках, в промышленных, например, мартеновских печах. К этому виду топлива относятся мазуты (продукты прямой перегонки нефти), жидкие продукты переработки каменных углей и горючих сланцев, гудроныСмазочные масла получают перегонкой мазута под вакуумом. Они применяются в движущихся деталях для уменьшения трения и отвода теплоты. По назначению классифицируются на моторные, индустриальные, турбинные, компрессорные, цилиндровые, трансмиссионные и т д . а по температуре застывания – на летние и зимние.

    На  основе смазочных масел готовят  несмазочные композиции, предназначенные для передачи импульса давления в гидроприводах и тормозных системах.

    Консистентные смазки получают добавлением к смазочным маслам загустителей (мыла, церезина, сульфидов, силикатов). Это улучшает их вязкостно-температурные свойства и делает пригодными к применению в случаях, когда обычная жидкая смазка не может быть использована из-за особых условий работы и конструкции узла трения. Антифрикционные консистентные смазки применяют для уменьшения трения и износа.⁶

    Трубопроводы  — наиболее эффективное средство транспортировки нефти по суше. Пропускная способность нефтепровода диаметром 1200 мм составляет 80—90 млн т в год при скорости движения потока нефти 10—12 км в час. На сегодняшний лень сформировалась развитая сеть магистральных нефтепроводов, которая обеспечивает поставку более 95% всей добываемой нефти при средней дальности перекачки 2300 км. В целом вся сеть нефтепроводов представлена двумя группами объектов: внутрирегиональными, межобластными и системой дальних транзитных нефтепроводов. Первые обеспечивают индивидуальные связи нефтепромыслов и заводов, вторые — интегрируют потоки нефти, обезличивая ее конкретного владельца. Они связывают большое число нефтедобывающих предприятий со многими нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ) и экспортными терминалами. Это система дальних транзитных нефтепроводов. В ним относятся, например, трубопроводы: Нижневартовск—Курган—Самара; Усть-Балык—Курган—Уфа—Альметьевск; система нефтепроводов «Дружба» и др.

    К основным магистральным системам нефтепроводов  относятся следующие:

    1. Волга-Уральская система, по которой нефть транспортируется из Поволжья в районы Центральной России (в т. ч. в Москву):

    На  запад: Альметьевск—Нижний Новгород—Рязань—Москва, с ответветвлением: Нижний Новгород—Ярославль—Кириши;

    На  восток: Туймазы—Омск—Ангарск;

    Нефтепродукты транспортируются по нефтепроводам:

    Уфа—Курган—Петропавловск; Самара—Пенза—Брянск; Уфа—Новороссийск; Туймазы—Омск; Уфа—Новосибирск.

    В 1964 г. была открыта первая нить нефтепровода «Дружба», которые связал Волго-Уральский нефтяной район с западными районами бывшего СССР и странами Восточной Европы: Альметевск—Самара—Пенза—Липецк—Орел—Унеча—Мозырь (Белоруссия). В Мозыре нефтепровод «Дружба» разветвляется на два участка: северный — по территории Белоруссии до Бреста и далее в Польшу и Германию; южный — по территории Украины до Ужгорода и далее в Словакию. Венгрию, Чехию и др. От Унечи от нефтепровода есть ответвление на Полоцк и далее в Вентспилс (Латвия) и Мажейкяй (Литва).

    2. Западно-Сибирская система включает нефтепроводы, по который транспортируется нефть от Сургута и Нижневартовска к нефтепроводу "Дружба», затем на Украину (и далее в Европу), а также в Казахстан, на Северный Кавказ (в порт Новороссийск) и в Восточную Сибирь (до Ангарска):

    Сургут—Тюмень—Курган—Челябинск—Уфа—Самара — далее в систему «Дружба» (для транспортировки нефти на запад используются трубопроводы Волго-Уральского района);

    Усть-Балык—Курган—Уфа—  Альметьевск;

    Нижневартовск—Сургут—Тобольск—Омск—Павлодар (Казахстан) — Чимкент (Казахстан);

    Шаим—Тюмень;

    Нижневартовск (Александровское)—Анжеро-Судженск—Красноярск-Ангарск; и ответвление снова на запад: Анжеро-Судженск—Новосибирск-Омск—Курган—Челябинск—Уфа—Туймазы;

    Нижневартовск—Курган—Самара—Саратов и далее на Украину: Лисичанск—Кременчуг—Херсон—Одесса;

    Сургут—Самара—Саратов—Волгоград—Новороссийск.

    3. Северо-Кавказская система объединяет нефтепроводы этого экономического района РФ: Грозный—Армавир—Тихорецк далее на Туапсе, Новороссийск и в Ростов-на-Дону; Грозный—Махачкала. (В связи с боевыми действиями в Чеченской республике эти нефтепроводы не эксплуатируются).

    4. Из других магистральных направлений, возникших в результате добычи нефти в разных районах России следует отметить следующие. Действует нефтепровод, транспортирующий нефть из Республики Коми в районы Центральной России (Усинск—Ухта— Котлас—Ярославль— Москва). А на Дальнем Востоке действует нефтепровод от месторождений острова Сахалин на материк (Оха — Комсомольск-на-Амуре).

    Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) в основном размещаются вдоль трасс нефтепроводов и в районах массового потребления нефтепродуктов. Хотя продолжают работать НПЗ, построенные в районах добычи нефти.

    Главные НПЗ России находятся в городах  Ангарск, Волгоград, Кириши, Краснодар. Комсомольск-на-Амуре, Кстово, Москва, Омск, Пермь, Рязань, Саратов, Сызрань, Туапсе, Туймазы, Ухта, Хабаровск, Ярославль  и др.⁷

  1.3. Конъюнктура международного и отечественного рынка нефти и нефтепродуктов

 

    В советский период предприятия нефтяного  комплекса подчинялись различным  министерствам и ведомствам - Министерству геологии, Министерству нефтяной промышленности, Министерству химической промышленности, Министерству строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности (Миннефтегазстрою), Министерству энергетики и др.

    В этих условиях между министерствами необходимы были бесконечные согласованиями любых проектов развития, что тормозило принятие решений и ориентировало весь комплекс не на получение конечного результата с минимальными издержками, а на получение промежуточных результатов, находившихся в зонах ответственности каждого министерства.

    Указ  Президента РФ «Об особенностях преобразования государственных предприятий, объединений организаций топливно-энергетического комплекса в акционерные общества» от 14 августа 1992 г. № 922, положил начало процессу приватизации в нефтяной отрасли и формированию новой организационной структуры нефтяного комплекса.

    Главным подразделением нефтяного комплекса  стали вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК), включающие в себя все стадии получения продукта, от геологоразведки и добычи до переработки, сбыта и нового строительства: 

    Крупнейшие  вертикально интегрированные  компании в составе  нефтяного комплекса (2000 г.)

 

    Вертикально интегрированные компании, контрольные пакеты акций которых принадлежат государству, контролируют примерно 10-11% рынка нефти. В крупнейших нефтяных компаниях «НК "Юкос"», «НК "Сургутнефтегаз"», «НК "Сиданко"» государственное участие в капитале отсутствует, а в таких, как «НК "Лукойл"», «Тюменская НК», будет утрачено в ближайшее время.

    В отрасли действуют также нефтяные компании регионального масштаба, созданные  в 1994-1997 гг.: «ОНАКО» (доля Российской Федерации - 85%), «НОРСИ-ойл» (доля Российской Федерации -85%) и др.

      

    Созданы также акционерные компании по транспортировке  нефти: ОАО «АК "Транснефть"» (доля Российской Федерации — 75%) и нефтепродуктов - ОАО «АК "Транснефтепродукт"» (доля Российской Федерации - 100%).

    Таким образом, новую организационную  структуру нефтяного комплекса  составляют вертикально интегрированные  нефтяные компании, включающие все  стадии (от разведки и добычи до переработки и сбыта) нефтяного бизнеса, а также компании по транспортировке нефти и нефтепродуктов.⁸

    Российская  нефть требует глубокой очистки  от серы, однако оборудование подобного рода есть не на всех заводах. Глубина нефтепереработки на отечественных НПЗ ныне не превышает 60%, тогда как в странах ОПЕК этот показатель составляет 85—95%, в индустриальных странах — до 90%.

    В последние годы НПЗ сокращают  объем нефтепереработки и, следовательно, возрастает экспорт сырой нефти. А наши НПЗ начинают закупать импортную нефть (алжирскую, иранскую, венесуэльскую), отрасли-потребители нефтепродуктов увеличивают закупки нефтепродуктов из Восточной Европы. Северной Африки, Ближнего Востока. Девяносто пять процентов российской нефти транспортируется по трубопроводам компании «Транснефть». Небольшое количество нефти перевозится по железной дороге, в основном на нефтеперерабатывающие заводы Дальнего Востока.

    По  нефтепроводу «Дружба» (начальный пункт  — г. Альметьевск, Татария) нефть поставляется в Белоруссию, на Украину, в Польшу, Венгрию, Словакию, Чехию, Германию, а также в порт Вентспилс (Латвия) и на НПЗ г. Мажейкяй (Литва). Распад СССР осложнил использование трубопровода «Дружба». Российским экспортерам приходится теперь договариваться о транзите ее через территорию Украины и Белоруссии. В последние годы загрузка нефтепровода составляет около 50% проектной. В связи с этим даже появилась возможность поставлять нефть в Германию и Австрию.