Де знаходиться НПЗ. НПЗ Росії: основні заводи та підприємства

Нафтопереробний завод - промислове підприємство, основною функцією якого є переробка нафти в бензин, авіаційний гас, мазут, дизельне паливо, мастила, мастила, бітуми, нафтовий кокс сировину для нафтохімії. Виробничий цикл НПЗ зазвичай складається з підготовки сировини, первинної перегонки нафти та вторинної переробки нафтових фракцій: каталітичного крекінгу, каталітичного риформінгу, коксування, вісбрекінгу, гідрокрекінгу, гідроочищення та змішування компонентів готових нафтопродуктів. На території Росії є чимало нафтопереробних заводів. Деякі НПЗ працюють досить давно – з воєнних років, інші запущені в експлуатацію відносно нещодавно. Наймолодшим заводом із розглянутих підприємств виявився Ачинський НПЗ, він працює з 2002 року.

сайт склав рейтинг НПЗ, що постачає нафтопродуктами регіони Росії.
1. -нафтопереробне підприємство, розташоване у Великоулуйському районі Красноярського краю. Підприємство засноване 5 вересня 2002 року. Належить компанії "Роснефть".
2. Комсомольський нафтопереробний завод – російський нафтопереробний завод, розташований у Хабаровському краї у місті Комсомольськ-на-Амурі. Також належить ВАТ НК "Роснефть". Збудований у 1942 році. Займає значне місце у нафтопереробці російському Далекому Сході.
3. – російський нафтопереробний завод у Самарській області. Входить до групи ВАТ НК «Роснефть». Рік заснування – 1945.
4. - підприємство нафтопереробки, розташоване у Москві, у районі Капотня. Завод введений у дію 1938 року.
5. – російський нафтопереробний завод у Самарській області. Входить до групи ВАТ НК «Роснефть». НПЗ засновано 1951 року.
6. Омський нафтопереробний завод – одне з найбільших нафтопереробних підприємств Росії. Належить компанії "Газпром нафта". 5 вересня 1955 року введено в експлуатацію.
7. – російський нафтопереробний завод. Відомий також як "Крекінг". Входить до групи ТНК-BP. Розташований у місті Саратов. Заснований у 1934 році.
8. – російський нафтопереробний завод у Самарській області. Входить до групи ВАТ НК «Роснефть». Працює з 1942 року.
9. - російське нафтопереробне підприємство у Краснодарському краї. Завод складає єдиний виробничий комплекс із морським терміналом підприємства нафтопродуктозабезпечення «Роснефти» - ВАТ "НК «Роснефть-Туапсенефтепродукт». Основна частина продукції йде на експорт. Входить до складу нафтової компанії «Роснефть». Рік заснування – 1929.
10. - російський НПЗ, провідний далекосхідний виробник моторного та котельного палива. Входить до складу ПК "Альянс". Потужність підприємства – 4,35 млн тонн нафти на рік. Заснований у 1935 році.

1. Найглибша свердловина
   Світовий рекорд із буріння найдовшої у світі свердловини належить російському проекту "Сахалін-1". У квітні 2015 р. учасники консорціуму (російська "Роснефть", американська ExxonMobil, японська Sodeco та індійська ONGC) на родовищі Чайво пробурили похилу свердловину глибиною 13 500 м по стволу з горизонтальним зміщенням довжиною 12 03й. у січні 2013 р. біля східного узбережжя Індії компанія пробурила розвідувальну свердловину на глибині 3165 м.

   Свердловина, пробурена «Орланом», на 2 кілометри глибша за Маріанську западину. Фото: Роснефть

2. Найбільша бурова платформа
   У цій номінації рекордсменом знову стає проект "Сахалін-1": у червні 2014 р. на родовищі Аркутун-Дагі було введено в дію платформу "Беркут". Висотою з 50-поверховий будинок (144 м) і вагою понад 200 тис. тонн вона здатна витримати тиск 20-метрових хвиль, землетрусу силою до 9 балів за шкалою Ріхтера і температурою до -45 градусів Цельсія при поривах вітру до 120 км на годину. Будівництво "Беркуту" обійшлося консорціуму $12 млрд.
   
   
   "Беркут", найбільша у світі бурова платформа вартістю $12 млрд. Фото: ExxonMobil
3. Найвища бурова платформа
Найбільш помітним "зростанням" серед бурових платформ має глибоководна нафтопромислова платформа Petronius (керується компаніями Chevron та Marathon Oil Corporation). Її висота – 609,9 м, з яких на надводну частину припадає лише 75 м. Загальна вага конструкції – 43 тис. тонн. Платформа веде роботи за 210 км від узбережжя Нового Орлеана на родовищі Петроніус в Мексиканській затоці.


Бурова Petronius майже вдвічі вища за вежу «Федерація» - 609 проти 343 метрів. Фото: primofish.com
4. Найглибоководна бурова платформа
   Коли концерн Shell орендував блок Пердідо в Мексиканській затоці, нафтові компанії могли розробляти родовища на глибинах не більше 1 000 м. Тоді здавалося, що розвиток технологій досяг своєї межі. Сьогодні платформа Perdido стоїть на глибині 2 450 м. І це найглибоководніша бурова та експлуатаційна платформа у світі. Perdido – справжнє диво інженерної думки свого часу. Справа в тому, що на таких екстремальних глибинах встановити платформу на опори неможливо. Плюс інженерам необхідно було враховувати непрості погодні умови цих широт: урагани, шторми та сильні течії. Для вирішення проблеми було знайдено унікальне інженерне рішення: верхні будови платформи закріпили на плавучій опорі, після чого всю конструкцію заякорили залізними швартовими тросами на океанському дні.
   
   
   Perdido, не тільки одна з найкрасивіших, але й глибоководна бурова. Фото: Texas Charter Fleet
5. 
   Найбільшим нафтовим танкером, а заразом і найбільшим морським судном, побудованим у XX столітті, став Seawise Giant. Супертанкер шириною майже 69 м мав у довжину 458,5 м – це на 85 м більше, ніж висота вежі Федерація – найвищої на сьогоднішній день будівлі в Європі. Seawise Giant розвивав швидкість до 13 вузлів (близько 21 км на годину) і мав вантажомісткість майже 650 000 м3 нафти (4,1 млн. бар.). Супер-танкер був спущений на воду в 1981 р. і за свою майже 30-річну історію поміняв кілька господарів та імен, і навіть терпів аварію, потрапивши під обстріл іракських ВПС під час Першої війни в Перській затоці. У 2010 р. судно було примусово викинуто на берег у індійського міста Аланг, де його корпус упродовж року утилізували. Але один із 36-тонних станових якорів гіганта зберегли для історії: зараз він виставлений в експозиції Морського музею в Гонконгу.
   
   
   
6. 
   Найдовшим у світі нафтопроводом є "Східний Сибір - Тихий океан" потужністю близько 80 млн. тонн нафти на рік. Його протяжність від Тайшета до бухти Козьмино в затоці Находка становить 4857 км, а з урахуванням відгалуження від Сковородіно на Дацин (КНР) – ще 1023 км (тобто 5880 км). Проект було запущено наприкінці 2012 р. Його вартість становила 624 млрд. руб. Серед газопроводів рекорд із протяжності належить китайському проекту "Захід-Схід". Загальна довжина газопроводу-8704 км (включаючи одну магістральну лінію та 8 регіональних відгалужень). Потужність трубопроводу - 30 млрд. куб м газу на рік, вартість проекту становила близько $22 млрд.
   
   
   нафтопровід, що йде за горизонт, ВСТО. Фото: Транснафта
7. 
   Рекордсменом серед глибоководних трубопроводів є російський Nord Stream, що проходить від російського Виборга до німецького Любміну дном Балтійського моря. Це одночасно найглибший (максимальна глибина проходження труби 210 м) і найдовший маршрут (1124 км) серед усіх підводних трубопроводів світу. Пропускна спроможність трубопроводу – 55 млрд. куб. м газу на рік (2 нитки). Вартість проекту, запущеного у 2012 р., становила 7,4 млрд. євро.
   
   
   Укладання морської ділянки газопроводу Nord Stream. Фото: "Газпром"
8. Найбільше родовище
   "Король гігантів" - такого друге ім'я найбільшого і, мабуть, найзагадковішого родовища нафти у світі - Гавар, розташованого в Саудівській Аравії. Його розміри вражають навіть найдосвідченіших геологів - 280 км на 30 км і зводять Гавар в ранг наймасштабнішого родовищ нафти у світі, що розробляються. Родовище знаходиться у повній власності держави та керується держкомпанією Saudi Aramco. І тому про нього відомо небагато: реальні поточні показники виробництва не розкриваються ні компанією, ні урядом. Усі відомості про Гавар в основному історичні, зібрані за випадковими технічними публікаціями та чутками. Так, наприклад, у квітні 2010 р. Віце-президент Aramco Саад аль-Трейкі заявив саудівським ЗМІ, що ресурси родовища воістину безмежні: за 65 років розробки воно вже дало понад 65 млрд. барелів нафти, і при цьому компанія оцінює залишкові ресурси родовища в більш як 100 млрд. барелів. На думку експертів Міжнародного енергетичного агентства, ця цифра скромніша – 74 млрд. барелів. Серед газових гігантів звання лідера належить двоскладовому родовищу Північне/Південний Парс, розташованому в центральній частині Перської затоки у територіальних водах Ірану (Південний Парс) та Катару (Північне). Сукупні запаси родовища оцінюють у 28 трлн. куб. м газу та 7 млрд. тонн нафти.
   
   
   Найбільше та одне з найтаємничіших у світі родовищ. Графіка: Geo Science World
9. Найбільший НПЗ
   Найбільший у світі нафтопереробний завод знаходиться в Індії у місті Джамнагар. Його потужність - майже 70 млн. т на рік (для порівняння: найбільший завод у Росії - Киришський НПЗ "Сургутнефтегаза"- втричі менше - всього 22 млн. т на рік). Завод у Джамнагарі займає територію понад 3 тис. гектарів та оточений значним манговим лісом. До речі, ця плантація в 100 тис. дерев приносить заводу додатковий дохід: щорічно звідси продається близько 7 тис. тонн манго. Джамнагарський НПЗ - приватний, він належить компанії Reliance Industries Limited, чий керівник та власник-Мукеш Амбані - є найбагатшою людиною Індії. Журнал Forbes оцінює його статки в $21 млрд. і відводить 39-е місце у списку найбагатших людей світу.
   
   
   Потужність Джамангара втричі більша, ніж у найбільшого російського НПЗ. Фото: projehesap.com
10. 
    77 млн. тонн на рік - саме стільки ЗПГ виробляється на промислових майданчиках Рас Лаффан - унікального енергетичного хаба, розташованого в Катарі, і найбільшого у світі центру виробництва зрідженого природного газу. Рас Лаффан замислювався як промисловий майданчик для переробки газу унікального родовища Північне, розташованого за 80 км від узбережжя Рас Лаффан. Перші потужності енергоцентру були запущені в 1996 р. Сьогодні Рас Лаффан розташовується на території 295 кв. км (з яких 56 кв. км займає порт) та налічує 14 черг з виробництва ЗПГ. Чотири з них (потужністю по 7,8 млн. тонн кожна) є найбільшими у світі. Серед «визначних пам'яток» енергоміста – нафто- та газопереробні заводи, електростанції (у тому числі сонячна), нафто- та газохімія, а також найбільший у світі завод із виробництва синтетичного рідкого палива – Pearl GTL (потужність 140 000 барелів на день).
    
    
    Завод Pearl GTL (на фото) – лише частина енергетичного хаба Ras Laffan. Фото: Qatargas

Основні підприємства НПЗ в Росії, що діють сьогодні, були побудовані у післявоєнні роки, коли різко зросло споживання транспортом та промисловістю палива всіх марок.

При виборі заводських майданчиків керувалися близькістю до місць видобутку, щоб зменшити витрати на транспортування нафти, так і до районів інтенсивного споживання палива.

Розподіл потужностей країною

Найбільші потужності з нафтопереробки зосереджені у Приволзькому федеральному окрузі (Самарська, Нижегородська, Оренбурзька, Пермська, Саратовська області, республіки Татарстан, Марій Ел, Башкортостан) – 122 млн тонн на рік.

Великі потужності НПЗ Росії діють у Центральному(Рязанська, Ярославська та Московська області) та в Сибірському(Омська, Кемеровська, Іркутська області та Красноярський край) федеральних округах. Заводи кожного з цих округів можуть переробити на рік понад 40 млн. тонн нафти.

НПЗ Південного ФОрозраховані на переробку 28 млн тонн, Північно-Західного- 25 млн тонн, Далекосхідного- 12 млн тонн, Уральського– 7 млн ​​тонн. Загальні потужності НПЗ у Росії становлять 296 млн тонн нафти на рік.

Найбільші НПЗ Росії – це Омський НПЗ (21 млн т), КиришиНОС (20 млн т, Ленінградська область), РНК (19 млн т, Рязанська область), Лукойл-НОРСІ (17 млн ​​т, Нижегородська область), Волгоградський НПЗ(16 млн т), ЯрославНОС (15 млн т).

Практично на будь-які питання щодо переробки нафти сьогодні можна отримати відповіді із засобів масових комунікацій. В Інтернеті доступна будь-яка інформація про НПЗ, скільки в Росії переробних підприємств, де виготовляють бензин, дизельне паливо, що випускають ще, на яких заводах виробляють особливо якісні продукти. За бажання її неважко знайти.

Глибина переробки нафти

Важливим показником нафтопереробної промисловості, поруч із обсягом випуску продукції, є глибина переробки нафти, що досягли заводи НПЗ у Росії. Сьогодні вона становить 74 %, тоді як у Європі цей показник дорівнює 85 %, а США – 96 %.

Глибина переробки оцінюється як окреме від розподілу маси випущених продуктів за мінусом топкового мазуту і газу до маси нафти, що надійшла на переробку.

Низький вихід основних нафтопродуктів обумовлений відсутністю заводах високих сучасних технологій. Частина їх була закладена у довоєнні та післявоєнні роки, застосовувані на них процеси переробки застаріли, а перманентні кризи з початку 90-х років не дали шансів на модернізацію виробництв. Сьогодні поступово збільшуються інвестиції, з'являються нові цехи та комплекси переробки, якість та вихід нафтопродуктів зростає.

З нафти одержують при прямій переробці:

Більш складні процеси переробки дають змогу отримувати з нафти речовини, матеріали та продукти, список яких займає багато сторінок. Що ступінь переробки нафти, тим менше її потрібно, і тим нижча собівартість виробленої продукції.

Якщо вам сподобалася наша стаття і ми якось змогли відповісти на ваші запитання - будемо дуже вдячні за хороший відгук про наш сайт!

У ЛУКОЙЛ входять чотири НПЗ в Росії (у Пермі, Волгограді, Нижньому Новгороді та Ухті), три НПЗ в Європі (Італія, Румунія, Болгарія), а також ЛУКОЙЛу належить 45% частка в НПЗ в Нідерландах. Сумарна потужність НПЗ становить 84,6 млн. т, що практично відповідає обсягу видобутку нафти Компанії в 2018 році.

Заводи Компанії мають у своєму розпорядженні сучасні конверсійні та облагороджуючі потужності і випускають широкий спектр якісних нафтопродуктів. Російські заводи за технологічним рівнем потужностей та показниками ефективності перевищують середньоросійський рівень, а європейські заводи Компанії не поступаються конкурентам і розташовані поблизу ключових ринків збуту.

Переробка нафти на власних НПЗ у 2018 році

Модернізація

Компанія завершила масштабний інвестиційний цикл у 2016 році із введенням найбільшого в Росії комплексу глибокої переробки вакуумного газойлю на Волгоградському НПЗ.

Реалізація програми дозволила підвищити екологічний клас моторних палив до Євро-5, а також суттєво збільшити частку нафтопродуктів з високою доданою вартістю у виробленому кошику.

Російські НПЗ

Введення нових переробних установок у 2015–2016 роках, оптимізація завантаження вторинних процесів та розширення сировинного кошика дозволили значно покращити структуру продукції та знизити частку мазуту та вакуумного газойлю на користь збільшення частки світлих нафтопродуктів.

ПЕРЕРОБКА НАФТИ НА НПЗ У РОСІЇ У 2018 році

У 2018 році продовжилася робота щодо збільшення глибини переробки за рахунок застосування альтернативної сировини та дозавантаження вторинних процесів, у тому числі за рахунок поглиблення міжзаводської інтеграції.

Волгоградський НПЗ

Розташований у південному регіоні Росії

Переробляє суміш легких західно-сибірських та нижньоволзьких нафт

Нафта на завод надходить нафтопроводом Самара-Тихорецьк

Готова продукція відвантажується залізничним, річковим та автомобільним транспортом.

Основні конверсійні процеси - установки коксування (2 шт. потужністю 24,0 тис. бар./сут), гідрокрекінгу (потужністю 67,0 тис. бар./сут)

* Без урахування потужностей, що не використовуються (1,2 млн т з 2015 року).

Історія заводу

Завод введений в експлуатацію у 1957 році, до складу ЛУКОЙЛу увійшов у 1991 році. На початку 2000-х років. введено в експлуатацію станцію змішування бензинів та естакаду зливу нафти, встановлення гідроочищення дизельного палива, стабілізацію прямогонних бензинів та газофракціонування граничних вуглеводневих газів.

У 2004-2010 роках. введена перша черга установки прожарювання коксу, встановлення ізомеризації, побудована установка каталітичного риформінгу. Реконструйовано та введено в експлуатацію вакуумний блок установки АВТ-6. Розпочато виробництво дизельного палива під маркою «ЕКТО».

У 2010-2014 роках. виконано модернізацію гідроочищення дизельного палива, введено в експлуатацію блок концентрування водню, встановлення уповільненого коксування, встановлення гідроочищення дизельного палива, друга нитка установки прожарювання коксу.

У 2015 році введено в експлуатацію встановлення первинної переробки нафти ЕЛОУ-АВТ-1, що дозволяє підвищити ефективність переробки та збільшити потужність з переробки нафти до 15,7 млн ​​т/рік.

У 2016 році відбулося введення в експлуатацію комплексу глибокої переробки вакуумного газойлю. Потужність найбільшого у Росії Комплексу глибокої переробки вакуумного газойлю становить 3,5 млн т/рік. Він був побудований в рекордно короткі терміни – за 3 роки. До складу комплексу також увійшли установки з виробництва водню та сірки, об'єкти заводського господарства.

У 2017 році успішно виведено на проектний режим установку гідрокрекінгу, побудовану в 2016 році. Це дозволило суттєво покращити кошик нафтопродуктів заводу за рахунок заміщення вакуумного газойлю продукцією з високою доданою вартістю, насамперед дизельним паливом класу Євро-5.

У 2018 році Волгоградським НПЗ розроблено технологію виробництва низькосірчистого темного суднового палива, що відповідає перспективним вимогам МАРПОЛ.

Пермський НПЗ

• Нафтопереробний завод паливно-олійно-нафтохімічного профілю

  Розташований за 9 км від м. Перм.

  Переробляє суміш нафт з родовищ півночі Пермської області та Західного Сибіру.

  Нафта на завод надходить нафтопроводами Сургут-Полоцьк і Холмогори-Клин.

  Готова продукція відвантажується залізничним, автомобільним та річковим транспортом, а також нафтопродуктопроводом Перм-Андріївка-Уфа.

  Основні конверсійні процеси - установки гідрокрекінгу T-Star (65,2 тис. бар./сут), каталітичного крекінгу (9,3 тис. бар./сут), коксування (56,0 тис. бар./сут)

Історія заводу

Завод введено в експлуатацію у 1958 році, і у 1991 році увійшов до складу ЛУКОЙЛу. У 1990-х роках. на заводі реалізовано програму реконструкції коксової установки, побудовано установку вакуумної дистиляції мазуту, створено виробництво олій, введено в дію установку з утилізації сірководню та виробництва сірчаної кислоти.

У 2000-х роках. введено комплекс глибокої переробки нафти, встановлення ізомеризації, проведено реконструкцію установок АВТ та модернізацію атмосферного блоку установки АВТ-4. У 2008 році потужність НПЗ була збільшена до 12,6 млн. т/рік.

У 2011-2014 роках. збільшено до 1 млн т/рік потужність установки уповільненого коксування, модернізовано установку гідроочищення дизельного палива, завершено технічне переозброєння вакуумного блоку установки АВТ-4.

У 2015 році введено в експлуатацію Комплекс переробки нафтових залишків, що дозволило перейти на безмазутну схему та збільшити вихід світлих нафтопродуктів, завершено будівництво енергоблоку встановленою потужністю 200 МВт. У 2016 році завершено реконструкцію Блоку гідродеароматизації дизельного палива установки гідрокрекінгу.

У 2017 році введено в експлуатацію естакаду зливу мазуту потужністю до 1 млн т на рік. Естакада збільшила міжзаводську інтеграцію та дозволила забезпечити комплекс переробки нафтових залишків та встановлення виробництва бітуму Пермського НПЗ важкою нафтовою сировиною з Нижегородського НПЗ.

2018 року на Пермському НПЗ введено в експлуатацію інфраструктуру для прийому мазуту, що дозволило збільшити завантаження установок уповільненого коксування та підвищити міжзаводську оптимізацію всередині Групи.

Нижегородський НПЗ

Нафтопереробний завод паливно-олійного профілю

Розташований у м. Кстово Нижегородської області

Переробляє суміш нафт з Західного Сибіру та Татарстану.

Нафта на завод надходить нафтопроводами Альметьєвськ-Нижній Новгород і Сургут-Полоцьк

Готова продукція відвантажується залізничним, автомобільним та річковим транспортом, а також трубопроводом

Основні конверсійні процеси - встановлення каталітичного крекінгу (80,0 тис. бар./сут), встановлення вісбрекінгу (42,2 тис. бар./сут)

Історія заводу

Завод введений в експлуатацію у 1958 році, до складу ЛУКОЙЛу увійшов у 2001 році.

У 2000-х роках. реконструйовано установки АВТ-5 та гідроочищення олій. Введено в експлуатацію встановлення каталітичного риформінгу, встановлення ізомеризації бензинів, модернізовано атмосферний блок АВТ-6. Реконструйовано встановлення гідроочищення, що дозволило розпочати випуск дизельного палива за стандартом Євро-5. У 2008 році введено встановлення вісбрекінгу гудрону потужністю 2,4 млн т/рік, що сприяло збільшенню випуску вакуумного газойлю та зниження випуску топкового мазуту. У 2010 році введено в експлуатацію комплекс каталітичного крекінгу вакуумного газойлю, завдяки цьому збільшено виробництво високооктанових бензинів та дизельного палива. Проведено реконструкцію встановлення гідроочищення дизельного палива.

У 2011-2014 роках. введено в експлуатацію установку фтористоводневого алкілування, завершено реконструкцію АВТ-5. У 2015 році введено в експлуатацію Комплекс каталітичного крекінгу 2 та Вакуумний блок ВТ-2. У 2016 році було розширено сировинний кошик.

У 2017 році розпочато виробництво бензину преміум-класу ЕКТО 100 із покращеними експлуатаційними властивостями. Також прийнято остаточне інвестиційне рішення щодо будівництва комплексу уповільненого коксування потужністю 2,1 млн т на рік за сировиною. Сировиною для комплексу стануть важкі залишки нафтопереробки, а основними видами продукції – дизельне паливо, прямогонний бензин та газові фракції, а також темні нафтопродукти – вакуумний газойль та кокс. Будівництво комплексу та пов'язані з ним оптимізаційні заходи дозволять збільшити вихід світлих нафтопродуктів на Нижегородському НПЗ на понад 10%. Збільшення потужності вторинної переробки поряд із оптимізацією завантаження заводу дозволить значно скоротити випуск мазуту.

2018 року на Нижегородському НПЗ розпочато будівництво комплексу уповільненого коксування, укладено EPC-контракти з підрядниками, а також розпочато підготовку пальового поля та фундаментів установок комплексу. Збільшення потужності вторинної переробки поряд із оптимізацією завантаження заводу дозволить скоротити випуск мазуту на 2,7 млн ​​т на рік.

Ухтинський НПЗ

Розташований у центральній частині Республіки Комі

Переробляє суміш нафт з родовищ Республіки Комі.

Нафта на завод надходить нафтопроводом Уса-Ухта

Основні конверсійні процеси - встановлення вісбрекінгу (14,1 тис. бар./добу)

* Без урахування нездатної потужності (2,0 млн т).

Історія заводу

Завод введено в експлуатацію у 1934 році, до складу ЛУКОЙЛу увійшов у 1999 році.

У 2000-х роках реконструйовано установку АТ-1, запроваджено установку гідродепарафінізації дизпалива, естакаду зливу нафти та наливу темних нафтопродуктів. Завершено перший етап реконструкції комплексу каталітичного риформінгу, що збільшило потужність процесу на 35 тис. т/рік. Було введено блок для підвищення концентрації водню на установці гідродепарафінізації, побудовано другу чергу комплексу естакади зливу та наливу нафти та нафтопродуктів, завершено переозброєння установки каталітичного риформінгу, пущено встановлення вісбрекінгу гудрону потужністю 800 тис. т/рік, що дозволило збільшити виробництво. 2009 року завершено будівництво блоку ізомеризації.

У 2012 році завершено технічне переозброєння реакторного блоку встановлення гідроочищення дизельного палива ГДС-850. У 2013 році введено в експлуатацію установку АВТ після реконструкції, збільшено потужність вакуумного блоку до 2 млн т/рік. Завершено проект будівництва вузла зливу газового конденсату. У 2014-2015 роках. продовжувалося технічне переозброєння підприємства.

Міні-НПЗ

Європейські НПЗ

ПЕРЕРОБКА НАФТИ НА ЄВРОПЕЙСЬКИХ НПЗ У 2018 році

​НПЗ у Плоєшті, Румунія

Нафтопереробний завод паливного профілю

Розташований в м. Плоєшті (у центральній частині Румунії), за 55 км від м. Бухарест

Переробляє нафту сорту Юралс (російську експортну суміш) та нафту з румунських родовищ

Нафта на завод надходить нафтопроводом з порту Констанца на Чорному морі. Румунська нафта надходить також залізничними

Готова продукція відвантажується залізничним та автомобільним транспортом.

Основні конверсійні процеси - встановлення каталітичного крекінгу (18,9 тис. бар./добу) та коксування (12,5 тис. бар./добу)

Історія заводу

Завод введений в експлуатацію у 1904 році, до складу ЛУКОЙЛу увійшов у 1999 році.

У 2000-х роках. освоєно виробництво бензину АІ-98 та малосірчистого дизельного палива. На початку 2000-х років. модернізовано установки первинної переробки нафти, гідроочищення, риформінгу, коксування, каталітичного крекінгу, газофракціонування та ізомеризації, побудовано установки гідроочищення бензину каталітичного крекінгу, отримання водню. У 2004 році завод було пущено в експлуатацію. Пізніше було введено установку з виробництва добавок МТБЕ/ТАМЕ, запущено турбогенератор потужністю 25 МВт, завершено реконструкцію установок гідроочищення дизельного палива, каталітичного крекінгу, гідроочищення бензину каталітичного крекінгу та виробництва МТБЕ-ТАМЕ, а також вакуумного блоку установки АВТ. Завершено будівництво установки із виробництва водню, що забезпечило можливість виробництва палив стандарту Євро-5.

У 2010-2014 роках. змонтовано 2 нові коксові камери установки уповільненого коксування, організовано виробництво пропілену із вмістом сірки менше 5 ppm, завершено реконструкцію амінового блоку, впроваджено систему покращеного управління на установці АВТ-3, що дозволяє збільшити виходи товарної продукції. У 2013 році завершено проекти щодо підвищення ступеня рекуперації C3+ із сухого газу каталітичного крекінгу, модернізація очисних споруд. Проведено капітальний ремонт підприємства здійснено перехід на безмазутну схему виробництва, збільшено глибину переробки та вихід світлих нафтопродуктів.

У 2015 році введено в експлуатацію встановлення очищення димових газів каталітичного крекінгу.

​НПЗ у Бургасі, Болгарія

Нафтопереробний завод паливно-нафтохімічного профілю


Розташований на узбережжі Чорного моря, за 15 км від м. Бургас


Переробляє нафту різних сортів (в т.ч. російські експортні сорти), мазут


Нафта на завод надходить трубопроводом з нафтотерміналу Росенець


Готова продукція відвантажується залізничним, морським та автомобільним транспортом, а також нафтопродуктопроводом до центральних регіонів країни.


Основні конверсійні процеси - встановлення каталітичного крекінгу (37,1 тис. бар./добу) вісбрекінгу (26,4 тис. бар./добу) та встановлення гідрокрекінгу гудрону (39,0 тис. бар./добу)

* Без урахування потужностей, що не використовуються (2,8 млн т).