Проблемы нефтепераробтки России в 2002-2012 гг и перспективы развития в ближайщие годы

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И КУЛЬТУРЫ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

БЮДЖЕТНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ  УЧРЕЖДЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ  ГУБКИНА

ФАКУЛЬТЕТ ЭКОНОМИКИ И УПРАВЛЕНИЯ

КАФЕДРА ЭКОНОМИКИ  НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО БИЗНЕСА

 

 

 

РЕФЕРАТ

ПРОБЛЕМЫ  НЕФТЕПЕРАРОБТКИ РОССИИ В 2002-2012 ГГ. И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ В БЛИЖАЙЩИЕ  ГОДЫ

 

 

 

Выполнил:

Студент ф-т ЭиУ

Гр. Эу-10-7

Шумилова Валерия

 

Проверил: Шпаков  В. А.

 

 

 

Москва

2014

 

 

 

 

Оглавление

Введение 3

Общая характеристика нефтеперерабатывающей отрасли России за период 2002-2012 гг. 4

Характеристика вторичной переработки нефти в России в период 2002 – 2012 гг. 7

Стандарты евро 11

Заключение 17

Литература 18

Приложение 20

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Цель данного реферата – продемонстрировать основные технико-экономические  показатели нефтеперерабывающей отрасли в период с 2002 вплоть до 2012, с приведением статистических данных, общее рассмотрение первичной и вторичной переработки нефти, стандартов Евро. 
     Происходящие в настоящее время структурные изменения на мировом рынке химической и нефтехимической продукции, появление новых сильных игроков на традиционных рынках сбыта российской продукции серьезно усложняют позиции российских компаний в борьбе за рынки сбыта. Это относится к вопросам реализации и сырья, и продукции. Конкурентоспособна только высокотехнологичная и качественная продукция высокого уровня или дешевые полуфабрикаты. Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности России для удовлетворения потребностей внутреннего рынка и экспорта высококачественных, обладающих высокой добавочной стоимостью нефтепродуктов вместо экспорта сырой нефти.

 

 

 

 

 

 

Общая характеристика нефтеперерабатывающей отрасли России за период 2002-2012 гг.

 

В настоящее время  по мощностям и объему переработки  нефти Россия занимает третье место  в мире после США и Китая. В 2012 г. суммарные производственные мощности по первичной переработке нефти  в России несколько снизились  и составили 279 млн тонн, что отчасти  связано с началом активной модернизации установок и выводом мощностей  по производству топлива ниже класса Евро-3 (см. табл. 1). На фоне этого в 2012 г. значительно вырос объем первичной переработки нефти (на 10 млн тонн) и достиг максимального значения за последние 20 лет – 265,8 млн тонн, что привело к историческому максимуму загрузки установок по первичной переработке нефти (95%).

В России функционируют 32 крупных НПЗ и 250 малых НПЗ (МНПЗ). Кроме того, ряд газоперерабатывающих заводов также занимаются переработкой жидких фракций. В отрасли имеет место высокая концентрация производства – в 2011 г. 88,8% (236,1 млн тонн) всей переработки жидких УВ осуществлялось на НПЗ, входящих в состав восьми вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (таблица №2). Около 8,8% (23,3 млн тонн) перерабатывалось крупными НПЗ, не входящими в структуру ВИНК, на долю мини-НПЗ пришлось порядка 2,4% (6,4 млн тонн). Ряд российских компаний – «ЛУКОЙЛ», «Газпром нефть», «Роснефть» – владеют нефтеперерабатывающими заводами либо планируют покупку и строительство НПЗ за рубежом.

Так, производство бензинов выросло на 4,1% – до 38,2 млн  тонн и приблизилось к уровню 1990 г. Производство авиационного керосина за год выросло более чем на 10% и составило около 10 млн тонн. Вместе с тем произошло незначительное сокращение выпуска дизельного топлива: с 70,6 млн тонн в 2011 г. до 69,7 млн тонн в 2012 г. Несмотря на вводимые пошлины на экспорт темных нефтепродуктов, продолжилось наращивание объемов экспорта мазута, что способствовало росту производства мазута на 1,6%.

В результате роста  спроса на автомобильный бензин и  керосин, а также наращивания  объемов экспорта низкокачественных  нефтепродуктов рост переработки (3,6%) оказался выше роста добычи нефти (1,3%), что привело к увеличению доли перерабатываемой в стране нефти  до уровня более 51,3%. Несмотря на ускоренный рост производства бензина и авиационного керосина, глубина переработки нефти  снизилась с 70,8% в 2011 г. до 70,5% в 2012 г., что существенно ниже уровня многих развитых и развивающихся стран (95%).

В структуре выпуска  нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых  и средних фракций, прежде всего  мазута и дизельного топлива. В 2012 г. доля дизельного топлива в структуре  производства нефтяных топлив и масел  составила около 35,2%, мазута топочного  – 37,6%, бензина автомобильного – 19,3%, прочих нефтепродуктов (авиационного бензина, авиакеросина, масел и др.) – 7,9%. При этом доля высокооктанового бензина (92,95) в общем объеме производства автомобильного бензина выросла с 69,5% в 2006 г. до 92,6% - 2012г.

В 2000-е гг. значительная часть дизельного топлива и мазута стала поступать на экспорт по ценам ниже цен сырой нефти, что  привело к повышенному спросу на них на международных рынках, возобновился быстрый рост средних  и тяжелых дистиллятов. Соотношение  экспортных пошлин на нефть, темные и  светлые нефтепродукты не стимулируют  изменение структуры выпуска  продуктов российских НПЗ. В 2012 г. по-прежнему было более выгодно экспортировать мазут и дизельное топливо (как полупродукты) для переработки в странах-реципиентах, чем наращивать объемы глубокой переработки нефти внутри страны, при этом цена и качество российского бензина не выдерживают конкуренции с европейской продукцией. Основная часть производимого в России автомобильного бензина поставляется на внутренний рынок, в то время как более половины дизельного топлива и около 78% мазута экспортируются.

По итогам 2012 г. «Роснефть» – лидер по объему первичной нефтепереработки – 51,5 млн тонн, или 19,4% от общего объема первичной переработки в стране. Значительные объемы нефти и конденсата перерабатывают заводы «Группы Газпром» – 45,2 млн тонн, ЛУКОЙЛа – 44,7 млн  тонн, ТНК-ВР – 24,9 млн тонн, «Сургутнефтегаза»  – 20,6 млн тонн.

Более подробную  статистику по показателям переработки нефти российскими заводами смотрите в конце в приложении.

В октябре 2010 года председатель правительства России В. В. Путин  сообщил о принятом правительством решении запретить подключение  к магистральным нефтепроводам  новых НПЗ, глубина переработки у которых меньше 70 %. Путин сообщил, что в России в настоящее время имеются около 250 мини-НПЗ с глубиной переработки около 40 %. По мнению Путина, «такие объекты нужно серьёзно модернизировать».

К 2012 году при господдержке планировалось построить самый  крупный в России НПЗ в конечной точке нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан, глубина переработки нефти составит 93%, что соответствует достигнутому уровню на нефтеперерабатывающих заводах США. Однако по состоянию на 2013 год, строительство даже не началось.

Характеристика вторичной переработки нефти в России в период 2002 – 2012 гг.

 

В последние годы все больше внимания со стороны государства уделяется проблемам нефтеперерабатывающих производств. Одним из важных документов, принятых Правительством РФ в данной сфере, является технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» (далее Техрегламент). После вступления данного документа в силу в 2008 г. российские вертикально-интегрированные нефтяные компании (ВИНК) особенно активно начали модернизировать собственные нефтеперерабатывающие мощности с целью доведения качества выпускаемых топлив до уровня требований технического регламента

Однако мировой  финансовый кризис 2008-2009 гг. стал причиной того, что многие компании сократили объемы финансирования в реконструкцию НПЗ или перенесли ее на более поздние сроки.

На сегодняшний  день вторичные процессы переработки нефти на НПЗ в России ограничены дефицитом вторичных мощностей. Так, еще в 2002 г. их загрузка составляла почти 10%, при загрузке первичных мощностей на 76,4%. В результате значительная доля продукции первичной переработки уходила на экспорт в виде полуфабрикатов по сниженным ценам.

В 2008 г. ситуация практически не изменилась. Загрузка мощностей первичной переработки нефти в 2008 г. выросла по сравнению с 2002 г. и составила 86,7%. При этом значительного роста мощностей вторичной переработки не произошло, и их использование по-прежнему составляет около 100%. Отсюда продолжение экспорта мазута, как основного продукта переработки нефти.

В целом мощности по первичной и вторичной переработке нефти должны быть паритетными. В этом случае возможна практически полная переработка нефти в высококачественные продукты. По сравнению с ведущими странами мира российская нефтепереработка существенно отстает по уровню развития многих технологических процессов (таблица №4).

Низкий уровень  развития вторичных процессов переработки нефти объясняется следующими причинами. НПЗ в России в основном входят в состав ВИНК. Большинство из них было построено до 1960 г. НПЗ, не входящие в состав ВИНК, были введены в эксплуатацию до 1970 г. После распада СССР в России остались наиболее устаревшие производства. После 1995 г. в нашей стране было построено 4 НПЗ суммарной мощностью 14,25 млн. т нефти в год. Самым технологически оснащенным из них является Нижнекамский НПЗ, введенный в эксплуатацию в 1997 г. Остальные заводы не имеют достаточного технологического оснащения и осуществляют в основном первичную переработку нефти и производство топлив с характеристиками ниже класса 3 по Техрегламенту.

Длительное время  нефтяные компании не уделяли достаточно внимания модернизации НПЗ, поскольку более выгодным представлялись добыча и экспорт нефти, а не нефтепродуктов. Недостаточное финансирование сектора переработки нефти привело на сегодняшний день к тому, что в России первичные мощности переработки способны переработать лишь половину добываемой нефти, теряя возможность получить дополнительный доход от реализации на экспорт продуктов переработки нефти, обладающих большей добавленной стоимостью. Кроме этого, в отрасли существуют проблемы с качественными показателями, по которым судят об эффективности нефтепереработки нефти. К ним относятся: низкая глубина переработки нефти, невысокий выход светлых продуктов и низкое качество производимой продукции относительно действующих европейских стандартов.

Средний выход светлых  нефтепродуктов на российских НПЗ не превышает 55%. Этот показатель в среднем в 1,3 раза ниже, чем в США и Западной Европе. В результате российские НПЗ из тонны сырой нефти получают примерно 140 литров бензина, в США – свыше 450 литров. Данное положение объясняется неразвитостью процессов вторичной переработки нефти. По их количеству Россия существенно отстает от США, Западной Европы и Японии. Так, доля углубляющих процессов (на 2002), увеличивающих выход светлых нефтепродуктов, по России составляет всего 10,7% по сравнению с 53% в США, 16,4% – в Западной Европе и 19,9% – в Японии.

 В 2012 г. углубляющие процессы в России составляли всего 14,7% мощностей первичной переработки. За период с 2002 г. этот показатель вырос на 4,7%. За этот же период в США количество углубляющих процессов снизилось с 53 до 48,7%. Тем не менее, доля мощностей углубляющих процессов, выраженная в процентах от мощностей первичной переработки, в России вдвое меньше, чем в Великобритании и почти в 4 раза меньше, чем в США. И это притом, что в Великобритании мощности первичной переработки сократились на 7,3%. На сегодняшний день Россия все еще существенно отстает от США и стран Западной Европы по величине данного показателя.

В 2012 г. для США мощности вторичной переработки нефти составляли около 170% мощностей первичной переработки, а в среднем по миру этот показатель составлял примерно 100%. В России эта цифра около 70%. По данным Минэнерго доля мощностей каталитического крекинга составляет 6,3% от мощностей первичной переработки, доля мощностей гидрокрекинга – 2,9%, доля мощностей коксования – 2,1%. Существенно это не сказывается на положении дел в отрасли: налицо существенный недостаток вторичных мощностей по переработке нефти.

В то же время, если дизельное топливо на сегодняшний день является самым массовым продуктом переработки, то автомобильный бензин производится не в таких больших количествах. Связано это с тем, что в СССР приоритетными нефтепродуктами были мазут и дизельное топливо, поскольку доля легкового автотранспорта – основного потребителя высокооктановых бензинов – была ничтожно мала. Только к концу 1970-х годов началось строительство НПЗ, ориентированных на производство автобензина. Как результат нефтеперерабатывающая промышленность имеет избыточные мощности по производству дизельного топлива и недостаточные по производству высокооктановых бензинов.

 

 

 

 

 

Стандарты евро

 

Евро-2 — экологический  стандарт, регулирующий содержание вредных  веществ в выхлопных газах. Введён в Евросоюзе, как замена Евро-1, в 1995 году. Заменён стандартом Евро-3 в 1999 году.

Экологический стандарт Евро-2 был принят правительством России осенью 2005 года. Продажи бензина  АИ-95 Евро-2 в России запрещены с 1 января 2011 года. С сентября 2011 года планировался запрет на продажу АИ-92 класса Евро-2, однако из-за возникновения дефицита бензина, он был перенесён на 2012 год. С 1 января 2013 года любое топливо класса Евро-2 и ниже запрещено к обороту в РФ.

Евро-3 — экологический  стандарт, регулирующий содержание вредных  веществ в выхлопных газах  транспортных средств с дизельными и бензиновыми двигателями. Был  введён в Евросоюзе в 1999 году и  заменён стандартом Евро-4 в 2005 году.

Все транспортные средства, произведённые в России или ввезённые  в Россию, начиная с 1 января 2008 года должны удовлетворять требованиям  стандарта Евро-3. В Казахстане стандарт принят 1 января 2013 года, в Азербайджане - 1 июля 2012 года.

Евро-4 — экологический  стандарт, регулирующий содержание вредных  веществ в выхлопных газах. Введен в Евросоюзе в 2005 в качестве замены предыдущему стандарту, Евро 3. В 2009 году заменен на новый стандарт —  Евро-5.

Евро-5 — экологический  стандарт, регулирующий содержание вредных  веществ в выхлопных газах.

Стандарт обязателен для всех новых грузовых автомобилей, продаваемых в Евросоюзе с октября 2008 года. Для легковых автомобилей - с 1 сентября 2009.

Технический регламент  также предусматривает выпуск в  обращение автомобильных бензинов и дизельного топлива стандарта  не ниже Евро-2 до 31 декабря 2012 года, Евро-3 — до 31 декабря 2014 года, Евро-4 — до 31 декабря 2015 года, Евро-5 — с 1 января 2016 года.

В соответствии с  Техническим регламентом № 609 «О требованиях к выбросам автомобильной  техникой, выпускаемой в обращение  на территории Российской Федерации, вредных (загрязняющих) веществ» экологический  класс Евро-5 вводится с 1 января 2014 года. Польза, выгода и прибыль от введения экологического стандарта Евро-5 налицо. Государство получает улучшение  экологической ситуации и развитие частного предпринимательства, а сам  предприниматель — снижение пошлин и увеличение прибыли. Срок эксплуатации автомобилей такого класса увеличивается, из чего свою пользу извлекают и  обычные потребители.

Введение Евро-5 на все ввозимые автомобили означает, что с 1 января 2014 года все базы данных, содержащие сведения об ОТТС — одобрениях типов транспортных средств, о ранее выданных сертификатах соответствия экологическому классу, а также другие документы, принимаемые таможенными органами для определения экологического класса колесных транспортных средств будут обновлены. Следовательно, таможенные органы смогут получить необходимую информацию только из документов, представленных заявителем.

Автомобильный транспорт (более 850 млн. автомобилей в 2008г., в 2012 году – 1 млрд. штук) – основной потребитель нефтяных топлив на ближайшие десятилетия.  В 2009г. автомобильный парк мира увеличился на 67,6 млн. машин, в том числе легковых автомобилей 46,6 млн. машин.

По экспертным оценкам  к 2015 г. автопарк России увеличится по сравнению с 2002 г. минимум на 40,4% и составит свыше 44,3 млн. ед. Производство бензина увеличится на 20-30%, а дизельного топлива на 20%.  В 2002г. и в 2008г. В России продано ~ 1,8 млн. легковых автомобилей в год.

Доля дизелей в общем  количестве автомобильных двигателей составляет более 20 %. Вопрос о целесообразности выбора бензинового двигателя или  дизеля для легкового автомобиля остается до сих пор дискуссионным  и требует комплексного анализа  в каждом конкретном случае.

Экологические свойства бензинов обеспечиваются ограничениями по содержанию отдельных токсичных веществ, по групповому углеводородному составу, а также серы и бензола. Россия присоединилась к европейским экологическим программам и ориентируется на производство автобензинов по EN 228 (ГОСТ Р 51866-2002).

С 2002 года НПЗ России производят только неэтилированные автобензины, что закреплено Федеральным Законом  от 22.03.03 «О запрете производства и  оборота этилированного автомобильного бензина в Российской Федерации».

С 1 июля 2012 года все расположенные в России нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) ОАО "ЛУКОЙЛ" переходят на производство автомобильных бензинов АИ-92 и АИ-95, только класса 5 ("Евро-5"). Выпуск компанией бензинов класса 4 с этого момента прекратится, сообщила пресс-служба компании. Бензины класса 5 поступят в розничную продажу на АЗС "ЛУКОЙЛа" и оптовым покупателям по мере исчерпания остатков бензинов класса 4.

Таким образом, "ЛУКОЙЛ" значительно опережает требования государственного технического регламента по срокам начала производства моторных топлив, соответствующих классу 5. Компания обгоняет также собственные планы. Четыре месяца назад глава "ЛУКОЙЛа" Вагит Алекперов говорил, что  компания полностью перейдет на "Евро-5" до 2015 г. А в долгосрочной стратегии  интенсивного роста, представленной "ЛУКОЙЛом" в 2006 г., полный переход на производство "Евро-5" был запланирован только на 2016 г.

Другие крупные нефтяные компании России производят топливо "Евро-5", но о полном переходе на этот стандарт речи пока не идет. "Башнефть" производит дизтопливо (ДТ) такого класса на НПЗ Уфимской группы. Представитель компании пояснил газете, что техническая возможность выпускать бензин "Евро-5" у компании также есть, однако сейчас он не производится из-за отсутствия спроса. В группе ТНК-BP бензин и ДТ "Евро-5" производит Рязанская нефтеперерабатывающая компания, а в июне к выпуску ДТ этого класса приступил Саратовский НПЗ. "Газпром нефть" выпускает бензин "Евро-5" на Омском НПЗ. C 1 июля полностью перейдет на выпуск бензина и ДТ "Евро-5" Ярославский НПЗ, принадлежащий "Славнефти" – СП "Газпром нефти" и ТНК-BP. "Роснефть" планирует в 2014 г. начать производство топлива стандарта "Евро-5" на Новокуйбышевском НПЗ, а к 2015 г. полностью перейти на этот экостандарт.

   Министр энергетики РФ Александр Новак заявил, что к 2020 г. Россия может наладить производство топлива "Евро-5" в объеме до 38 млн тонн бензина и до 77 млн тонн ДТ в год.

Сроки перехода на топливо  более высокого стандарта в России не раз переносились из-за неготовности ряда нефтяных компаний модернизировать  НПЗ вовремя, комментирует содиректор аналитического отдела «Инвесткафе», Григорий Бирг. По его словам, дифференциация акцизных ставок в зависимости от качества топлива подтолкнула ряд компаний увеличить инвестиции в переработку. С 1 июля акциз на бензин качества "Евро-5" снизится, отмечает эксперт.

"Евро-5" (стандарт EN 228:2008 для бензинов и EN 590:2008 для дизтоплива) является наиболее строгим из  действующих европейских экологических  стандартов, регулирующих содержание  вредных примесей в выхлопных  газах. При использовании такого  бензина к минимуму сводится  содержание в выхлопных газах  оксидов серы и продуктов неполного  сгорания ароматических углеводородов,  включая бензопирена – сильного  канцерогена и мутагена. Стандарт "Евро-5" был утвержден Еврокомиссией  в 2005 г., с 2008 г. он обязателен  для всех грузовых автомобилей,  продающихся в ЕС, с 2009 г. –  для всех легковых.

Производство автомобильных  бензинов, удовлетворяющих современным  требованиям, требует существенного  изменения технологии и сопряжено  со значительными капитальными затратами  и их применение оправдано только на автомобилях соответствующего класса. Применение бензинов с улучшенными  экологическими показателями на автомобилях, не отвечающих требованиям по выбросам нормам Евро-3 и выше, не решает экологических  проблем транспорта.

Таким образом, можно прийти к ряду выводов. Во – первых, Нормативная  техническая документация производства бензинов для автомобилей класса Евро-3, Евро-4 и Евро-5 в России имеется.

Во – вторых, вырабатывать бензины для автомобилей класса Евро-4 и Евро-5 необходимо в объемах потребности отечественного рынка – и с целью поставки на экспорт.

В – третьих, необходимо госрегулирование в вопросе выбора пути для России: увеличение производства автобензинов (как в США), или дизельного топлива (как в Европе).

В – четвертых, на первых этапах перехода на производство бензинов для автомобилей класса Евро-3, Евро-4 и Евро-5 важную роль могут выполнить  антидетонационные добавки на основе N-метиланилина и оксигенатов.

И в – пятых, в случае, если отечественные НПЗ будут  не в состоянии обеспечить потребность  страны в бензинах для автомобилей  класса Евро-4, Евро-5 и выше, то возможна поставка по импорту из Европы, где существует их перепроизводство.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

Анализ всей технологической  цепочки в нефтегазовом комплексе  приводит к выводу, что нефтепереработка и нефтехимия являются фактически самым  слабым звеном в промышленности, а  потенциально они способны решить главную  экономическую задачу — извлечь  максимальную выгоду от природных богатств, превратив их в конкурентные преимущества страны. Эта задача может быть решена при условии приоритетного развития направления «Каталитические технологии». Российский нефтегазовый бизнес сделал выбор в пользу зарубежных катализаторов и технологий, что подрывает суверенитет обрабатывающих отраслей, показывает неготовность его к роли заказчика макротехнологий, консервирует технологическую отсталость, потому что политика закупок не 
сокращает дистанцию отставания, а толкает на пройденный развитыми странами традиционный путь развития, т.е. в прошлое. К сожалению, еще не пришло осознание того, что без катализаторов отечественного производства экономика страны не может быть самодостаточной. Ежегодно Россия безвозвратно теряет многие десятки млн. тонн нефти из-за низкой глубины переработки. Чтобы исправить такое положение, нужно создать собственное мощное, конкурентоспособное производство катализаторов и глубокой вторичной переработки и ослабить влияние ВИНК на нефтеперерабатывающие предприятия. Это обеспечит суверенность базовых отраслей экономики, ослабит колебания мировых цен на продукты высоких технологических переделов, приведет к развитию мультипликативного эффекта, и в конечном 
итоге возвратит в страну доходы, которые в настоящее время извлекают импортеры нефти и газа.

Литература

 

1. Statistical Review of World Energy. – 2010. – June.
2. Ассоциация нефтепереработчиков и нефтехимиков Протокол № 100 заседания Правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков, г. Москва,   2010г.
3. Батутов А. Антикризисные перспективы // Нефть России, № 3, 2010.
4. Галиев Р.Г., Хавкин В.А., Данилов А.М. О задачах российской нефтепереработки // Мир нефтепродуктов № 2, 2009.
5. Глубина переработки нефти в России в 2011 году снизилась на 0,7%  // 03.02.2003,  oilnews.com.ua.
6. Зайко А. Очень сырая нефть // Энергия промышленного рота, № 1, 2005.
7. Калинин А.А., Калинин А.А. Возможные направления совершенствования нефтепереработки в России // Проблемы прогнозирования № 1, 2011.  Нефтегазодобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность: тенденции и прогнозы // выпуск №9, РиаРейтинг, 2013.
8. Капустин В.М., Гуреев А.А. Технология переработки нефти. В 2 ч. Ч. 2. Деструктивные процессы. М.: КолосС, 2007.
9. Комарова Е. Рынок нефтяных масел: так бум или не бум? // Нефть России, № 16,  2008.
10. М. Motaghi, К. Shree, S. Krishnamurthy, Новые методы переработки остатков. Ч. 1 //Нефтегазовые технологии, № 9, 2010.
11. Нефтепереработка: так жить нельзя // НГВ № 5, 2002.
12. Пантелеев О., Российским топливам грозит новый устав // 2008, «Авиапорт», aviaport.ru.
13. Правила ЕЭК ООН № 49.
14. Приложение 1 к Постановлению Правительства Российской Федерации от 27 февраля 2008 г. № 118 г. Москва «Об утверждении технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту».
15. Развивать переработку завтра будет поздно // Oil&Gas Eurasia,№ 9, 2012.
16. Рыков Ю., Черный Ю., Фейгин В. Отрасли требуется все больше оборудования // Объединенное машиностроение № 3, 2004.
17. Современное состояние и тенденции развития мировой нефтеперерабатывающей промышленности // Нефть, газ и бизнес № 9, 2010.
18. Топливный рынок России – Презентация к докладу министра энергетики Российской  Федерации Шматко С.И. на Правительственном часе Государственной Думы Российской Федерации 02.12.2009 г.
19. Турукалов М. Неподъемный керосин // Нефтегазовая вертикаль, № 16, 2008
20. Химия нефти и газа» под ред. В.А. Проскурякова, А.Е. Драбкина СПб.: Химия, 1995.
21. Шарифов В. Россия не должна быть поставщиком полуфабрикатов // Нефть России, №9, 2006.
22. Шафраник Ю., Бушуев В и др. Концепция «большой нефти» // Нефть России № 7, 2012 стр. 49.
23. Юров С. Южные ворота России // Нефть России №3, 2009 стр. 61.
24. Ясакова Е.А., Ситдикова А.В., Ахметов А.Ф. Тенденции развития процесса изомеризации в России и за рубежом // Нефтегазовое дело, 2012.

 

 

 

 

Приложение

Таблица №1. Основные показатели нефтеперерабатывающей  промышленности в России, 1990 – 2012 гг.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица №2. Объем первичной переработки  жидких углеводородов в России в 2011 – 2012 гг. 

Таблица №3. Соотношение  мощностей вторичной переработки к первичной на 2002 г.

Процессы глубокой переработки нефти	Значение показателей  по странам, %
	Россия	США	Западная Европа	Япония
Каталитический  крекинг	6,7	30,1	10,4	13,6
Гидрокрекинг	1,9	8,2	3,5	4,0
Коксование	2,1	14,7	2,5	2,3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица №4. Современный состав технологических процессов российской и зарубежной переработки нефти в 2012 г., % мощностей первичной переработки

Процессы	Мир		США		Великобритания		РФ
	2002	2012	2002	2012	2002	2012	2002	2012
Мощность первичной переработки, млн т/год	4235,1	4524,4	852,7	880,8	289,4	311,2	185	266
Деструктивные углубляющие  процессы, всего:	17,5	28	53	48,7	36,5	29,2	10,7	14,7
- Каталитический крекинг	13,1	16,7	36,2	31,9	19,7	23,8	6,6	6,3
- Каталитический гидрокрекинг	3,4	6,2	9,6	9,5	1,2	1,9	0,5	2,9
- Замедленное коксование	3,4	5,1	15,6	13,6	2,3	3,5	1,9	2,1
- Висбрекинг гудрона	10,1	13,5	9,3	15,2	7,6	9,4	4,7	5,9
Облагораживающие процессы, всего:	68,2	71,2	75,3	112,9	91,2	98,8	37,9	54,3
- каталитический риформинг  на производство бензина	9,5	13,2	18,6	20,2	16,8	18,2	11,3	13,7
- Каталитическая гидроочистка	48,9	51,6	48,1	78,4	59,7	68,4	25,8	40
- Алкилирование и ароматизация	1,6	4,4	5,8	10,4	2,3	5,7	0,2	0,2
- Изомеризация	0,3	2	2,8	3,9	4,3	6,5	0,6	0,4
Итого	80,1	99,2	137	167,9	119	128	51,6	69