Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Читинский государственный университет»

(ЧитГУ)

Институт переподготовки и повышения квалификации
Кафедра экономики


Контрольная работа

по дисциплине основы отраслевых технологий

по теме «Нефтепродукты»
Выполнил: студент ЗО БС-10-3

Проверил:
Содержание
Введение ___________________________________________________стр. 3

1. 
   Понятие нефтепродукта, его типы ___________________________ стр. 5
   
2. 
   Характеристика российского рынка нефти и нефтепродуктов ____ стр. 8
   
3. 
   Резервуары для хранения нефтепродуктов ___________________ стр. 18
   

Заключение _______________________________________________ стр. 25

Список использованных источников __________________________ стр. 27

Введение.
Термин «нефть», пришедший к нам из персидского языка через турецкое слово «neft», в современном мировом лексиконе стал синонимом общепринятого словосочетания «черное золото». И объясняется этот факт не только тем, что сегодня нефть, наряду с природным газом, является основным и практически безальтернативным источником энергии, но и тем, что ее запасы невосполнимы. При этом дальнейшей переработке подвергаются лишь 10% добываемой сырой нефти, остальные 90% - сжигаются.

Как минимум, два десятилетия многие аналитики всерьез пугали человечество тем, что еще каких-нибудь 40-50 лет, и ее запасы будут полностью исчерпаны. И тем не менее на сегодняшний момент использование нефти практически эквивалентно ее добыче. К концу ХХ века ее фактические мировые запасы насчитывали 1 триллион 46 миллиардов баррелей. Потенциально же это количество может быть неизмеримо большим.

В ходе развития нефтяного рынка его центрами оказались практически два региона: США и Ближний Восток. Первая половина XX в. явилась переходным периодом. До начала XX в. США принадлежало не менее 75% добываемой во всем мире нефти. Главной особенностью становления нефтяной отрасли в мире являлось превосходство США в добыче нефти на государственном уровне и доминирование до 1911 г. компании Standard Oil на кор­поративном. Хотя значительная трансформация произошла в середине века, но периодом смены ключевого региона добычи можно считать начало 1970-х годов, когда США впервые при­бегли к широкомасштабному импорту нефти. По мере увеличения добычи нефти в Персидском зали­ве стала возрастать роль арабских стран, которые в 1960 г. создали ОПЕК. Вошедшим в него государствам потребовалось от 10 до 15 лет, чтобы национализировать места добычи (разорвать концессионные соглашения с западными компаниями), то есть перенаправить при­быль в свою пользу. В 1973 и 1979 гг. произошли кризисы (вследствие соответственно арабо-израильского конфликта и иранской революции), давшие импульс развитию энергосберегающих технологий и замедлившие рост потребности развитых стран в нефти. К этому времени на долю стран ОПЕК, оказывающих максимальное влияние на ценообразование, приходилось около 80% общего объема ее экспорта в мире и почти половина всей добычи. Вторым крупным экспортером был СССР.

Три события, прямо или косвенно повлиявшие на рынок нефти, произошли в 1980-е годы. В 1983 г. были проведены первые торги по фьючерсным контрактам на нефть, что послужило толчком для разви­тия рынка производных нефтяных инструментов, причем формирова­ние срочного рынка в корне изменило парадигму нефтяных компаний, увеличив вес их финансовых операций. Два других события - авария на Чернобыльской АЭС и гибель танкера Valdez компании Exxon у берегов Аляски - усилили экологическое движение, частично ограни­чив развитие атомной энергетики в США и ужесточив правила транс­портировки нефти, что привело к повышению стоимости ее перевозки.

После второй мировой войны экономический рост в мире во многом был обеспечен за счет относительно низкой и стабильной цены на сырую нефть. Как правило, переработка ее осуществляется в местах потребления, поскольку дешевле доставить к регионам по­требления сырую нефть, чем нефтепродукты. В последние десятиле­тия наблюдается волатильность цены на сырую нефть, что может повышать потенциальные издержки некоторых участников рынка. Со времени окончания нефтяных кризисов 1970-х годов номиналь­ная цена нефти колебалась в среднем от 18 до 20 долл. за баррель. К концу прошлого века и в начале нынешнего ценовой диапазон изме­нился и составил 20-25 долл. за баррель.

1. 
   Понятие нефтепродукта, его типы.
   

Нефтепродукты – смеси углеводородов и некоторых их производных, а также индивидуальные химические соединения, получаемые при переработке нефти и используемые в качестве топлив, смазочных материалов, электроизоляционных сред, растворителей, дорожных покрытий, нефтехимического сырья и для других целей. Значительная часть нефтепродуктов представляет собой смеси отдельных углеводородных компонентов, содержащие различные добавки и присадки, улучшающие свойства нефтепродуктов и повышающие стабильность их эксплуатационных характеристик.

Топлива (газообразные и жидкие) составляют одну из главных групп нефтепродуктов. К ним относятся различные продукты переработки газов нефтяных попутных (газовый бензин — компонент автомобильных бензинов, пропан-бутановая фракция — моторное топливо и топливо коммунально-бытового назначения, изобутан — сырьё для получения высокооктановых компонентов моторных топлив), газы нефтепереработки, бензин, керосин, мазут. Основное количество нефтяных топлив составляет моторное топливо, применяемое в двигателях внутреннего сгорания (поршневых, реактивных, газотурбинных). Эта обширная группа составляет около 63% от всех Н. Для получения моторного топлива используют в основном продукты прямой перегонки нефти (бензиновые, лигроиновые, керосино-газойлевые и др. фракции), а также продукты вторичных процессов переработки нефти (например, каталитический крекинг). Все нефтяные топлива, кроме котельного (в качестве которого используется мазут), подвергаются очистке. Важнейшей эксплуатационной характеристикой нефтяных топлив является теплотворная способность. Бензин обладает высокой стойкостью к детонации, дизельное топливо — хорошей воспламеняемостью; то и другое топливо имеет достаточно низкую температуру застывания (и помутнения) в соответствии с условиями и районом применения. Необходимые эксплуатационные качества топлив обеспечиваются тщательным подбором компонентов и присадок.

Масла нефтяные составляют вторую по объёму и значению группу нефтепродуктов. Это главным образом смазочные масла. Важную группу масел представляют электроизоляционные масла и технологические масла. Получают масла в основном вакуумной перегонкой мазута и деасфальтизацией масляных гудронов (тяжёлых остатков от перегонки нефти). Важнейшими показателями эксплуатационных свойств масел являются вязкость, индекс вязкости, стабильность против окисления, смазочная способность, температура вспышки и застывания.

К смазочным материалам на основе нефтепродуктов относятся также пластичные смазки и смазочно-охлаждающие жидкости. Первые представляют собой смеси нефтяных (иногда синтетических) масел с различными загустителями и применяются в узлах трения, работающих в широком диапазоне температур и скоростей, для продолжительной консервации металлоизделий и в др. случаях. Смазочно-охлаждающие жидкости — это нефтяные масла или пасты, активированные поверхностно-активными веществами (эмульсол, сульфофрезол, эмульгирующие пасты и др.) и используемые при обработке металлов резанием и давлением.

Нефтяные технические битумы составляют третью по объёму производства группу товарных нефтепродуктов, имеющих широкое применение в народном хозяйстве: дорожные, строительные битумы и др. Технические битумы получают концентрацией (вакуумной перегонкой) и окислением (продувкой воздухом) остатков от перегонки нефти, содержащих большое количество асфальтово-смолистых и тяжёлых гетероциклических соединений.

Значительную группу нефтепродуктов составляют так называемые твёрдые углеводороды: парафины, церезины, вазелины, петролатумы, озокериты и др. Их получают разделением и очисткой продуктов, выделяемых при депарафинизации нефтяных фракций, а также путём переработки природных озокеритов. Используют твёрдые углеводороды в медицине, пищевой, электротехнической, бумажной, резиновой промышленности, для производства пластичных смазок и др. целей.

Товарными нефтепродуктами являются также различные растворители, нефтяной кокс, сажа, деэмульгаторы и пр.

Не, получаемые путём разделения фракций пиролиза нефти (бензол, толуол, ксилол, нафталин, зелёное масло и др.), применяются в основном как нефтехимическое сырьё. В качестве химического сырья используются также газы нефтепереработки и многие др. продукты термической и каталитической переработки нефти.

2. 
   Характеристика российского рынка нефти и нефтепродуктов
   

Располагая лишь одним процентом мировых запасов нефти, ЕС потребляет почти 1/5 произведенной в мире нефти. С его расширением в 2004 г. увеличатся не нефтяные запасы союза, а потребление нефти, зависимость от импорта будет расти. В настоящее время зависимость ЕС от импорта нефти уже составляет более 70%. Россия – второй важнейший внешний источник нефти для ЕС после Норвегии. Сейчас больше чем 15% суммарного нефтяного импорта ЕС поступает из России, и после расширения ее доля будет увеличиваться. Нефтяной баланс США еще менее устойчив по сравнению с ЕС. Хотя США имеют только 3% мировых запасов нефти, они потребляют 1/4 ее мирового производства. Американская экономика кардинально зависит от импорта энергоносителей, она «проглотит» через 4-5 лет все собственные запасы страны, если откажется от импорта. Однако нефтяные запасы стран-соседей США относительно велики, у Мексики – почти такие же, как у США. На американском континенте в целом находится приблизительно 15% глобальных нефтяных запасов.

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 (см. табл. 1).

В 1999 г. производство нефти в России составило примерно 300 млн. т, в 2003 г. оно достигло почти 400 млн. т. Около 3/4 российских нефтяных запасов расположены в Западной Сибири. Достаточно большие запасы обнаружены на севере Европейской части России. Крупнейшие российские нефтяные компании – ТНК, «ЛУКойл», ЮКОС, «Роснефть» и «Сургутнефтегаз» - располагают запасами нефти почти в 13 млрд. т (см. табл. 2).

Таблица 1.

Мировые запасы нефти, ее производство и потребление в международных сопоставлениях (в % в мировым)
	ЗАПАСЫ	ПРОИЗВОДСТВО	ПОТРЕБЛЕНИЕ
Россия	5	10	4
США	3	10	26
Китай	2	1	7
EU15	1	4	18
EU25	1	4	20
Ближний Восток	65	30	6
Северная и Латинская Америка	15	28	37
ОЭСР	8	28	62
ОПЕК	78	41	н.д.
Источники: BP Statistical Review of World Energy. L., 2002, расчеты - К. Лиухто

Более чем 100 компаний добывают нефть в России, но подавляющая часть добычи фактически находится в руках 10 вертикально интегрированных компаний, их объем производства составляет приблизительно 350 млн. т – 90% производства нефти в России. Две самые крупные компании – «ЛУКойл» и ЮКОС производят около 40% нефти (см. табл. 3).
Таблица 2.

Нефтяные запасы ведущих российских компаний (по состоянию на 2000 г.)
Компания	Запасы нефти в млн. т.	Доля государственной/ региональной собственности, %
"ЛУКойл"	3344	14 (сейчас 8)
ЮКОСв	2607	0
«Сургутнефтегаз»	1504	1
ТНКа	3707	0
Татнефть	841	33 (Татарстан)
Сибнефть"б	753	0
"Роснефть"	1573	100
"Башнефть"	365	65 (Башкортостан)
"Славнефть"в	286	75 (сейчас 0)
а В августе 2003 закончен процесс слияния ТНК с British Petroleum, новая компания ТНК-ВР начала свою деятельность.
б ЮКОС и "Сибнефть" находятся в процессе слияния. Новая компания будет крупнейшей в России и четвертой в мире после British Petroleum, ExxonMobil и RD Shell
в В 2002 г. государство продало приблизительно 6% акций "ЛУКойла", а "Славнефть" была приватизирована.
Источники: Sagers M. Developments in Russian Crude Oil Production in 2000. - Post-Soviet Geography and Economics, 2001, vol. 42, № 3, p. 153-201; Oil Sector.

Некоторые иностранные нефтяные корпорации также начали свою деятельность на российском рынке. В 2000 году суммарный объем производства иностранных компаний достигал 6-7% российского. Прямые иностранные инвестиции в топливно-энергетический сектор российской экономики составляли около 10% их общей суммы. Главные зарубежные игроки в российском нефтяном бизнесе (в алфавитном порядке) – Agip, British Petroleum, British Gas, ChevronTexaco, Conoco, ExxonMobil, Neste Oy, Nirsk Hidro, McDermott, Mitsubishi, Mitsui, RD Shell, Statoil и TotalFinaElf.
Таблица 3

Производство сырой нефти 10 ведущими российскими компаниями (млн. т)
	1996 г	1997г.	1998 г.	1999 г.	2000г.	2001г.	2002г.
"ЛУКойл"	50,9	53,4	53,7	53,4	69,1	73,0	78,2
ЮКОС	35,3	35,6	34,1	34,2	49,5	58,1	72,8
"Сургутнефтегаз"	33,3	33,9	35,2	37,6	40,6	44,0	49,2
ТНК	21,5	21,0	19,7	20,1	28,6	40,6	38,0
"Сибнефть"	18,7	18,2	17,3	16,3	17,2	20,6	26,3
"Татнефть"	23,7	23,2	24,4	24,4	24,3	24,6	24,2
"Славнефть"	12,9	12,3	11,8	11,9	12,3	13,5	16,2
"Роснефть"	13,0	13,4	12,6	12,6	13,5	14,9	16,0
"Сиданко"	20,8	20,3	19,9	19,6	13,0	…	16,0
"Башнефть"	16,3	15,4	12,9	12,3	11,9	…	…

Сырая нефть и нефтепродукты составляют примерно 40% суммарного экспорта России, нефть – существенный источник доходов бюджета. Российская Федерация выступает как один из ведущих операторов в международном нефтяном бизнесе, являясь крупнейшим чистым экспортером нефти после Саудовской Аравии. Россия, Норвегия и Мексика – единственные страны, не входящие в ОПЕК, среди 10 крупнейших чистых экспортеров мира. В 2000 г. Россия экспортировала приблизительно 145 млн. т сырой нефти и 50 млн. т нефтепродуктов. С 2000 г. экспорт нефти и нефтепродуктов начал расти, и за период с 1996 г. фактически удвоился. По прогнозам Министерства энергетики РФ, экспорт сырой нефти увеличится почти до 300 млн. т в 2010 г.

Рост экспорта сырой нефти сдерживается транспортными «узкими местами», поэтому российские нефтяные корпорации надеются на увеличение экспорта нефтепродуктов в будущем. Но в настоящее время главный вопрос экспорта российских нефтепродуктов – их низкое качество. Страна все еще отстает в производстве дизельного топлива с низким содержанием серы, использование которого будет обязательным в ЕС, начиная с 2005 г.

Подавляющая часть российской нефти уходит за пределы постсоветского пространства (см. табл. 4). Доля чистого экспорта в страны дальнего зарубежья повысилась с 53% в 1992 г. до 86% в 2001 г. Главные страны-импортеры – Великобритания, Франция, Италия, Германия и Испания. В настоящее время экспорт нефти в США сдерживает то обстоятельство, что издержки транспортировки российской нефти в эту страну значительно выше, чем у ближневосточных производителей.
Таблица 4

Экспорт сырой нефти из России (1995-2010гг, прогноз)
Годы	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2010
Экспорт млн.т.	132,8	102	108,4	140	130,8	144,5	162,1	195	202	219	242	296
Прирост экспорта, %	Н.д.	-23	6	29	-7	10	12	20	4	8	11	-
Экспорт, производство, %	43	34	35	46	43	45	47	52	51	52	54	58
Министерство Энергетики РФ

В 2002 г. 55% российской нефти экспортировалось морским путем, 40 – через трубопровод «Дружба» и приблизительно 5% - железнодорожным транспортом. Главный экспортный маршрут российской нефти на Запад – трубопровод «Дружба» с номинальной пропускной способностью 60 млн. т. «Труба» пересекает Белоруссию, разделяясь на северную и южную ветви. Северная идет через Белоруссию и Польшу в Германию. Южная пересекает северную Украину и проходит через Венгрию и Словакию, заканчиваясь в Чехии. Северная магистраль сейчас загружена полностью, в то время как южная имеет запас пропускной способности, и поэтому Россия стремится увеличить ее мощность, соединив южную ветвь «Дружбы» с трубопроводом «Adria». Последнее предоставит российским экспортерам нефти прямой доступ к Адриатическому морю, где танкеры могут быть загружены в глубоководном порту Омисал. Глубина порта позволяет заходить в него танкерам водоизмещением до 500 тыс. т, что делает экспорт в США экономически целесообразным. Другое преимущество порта Омисал – меньшее расстояние до американских портов. Единственная альтернатива, которая обещает более низкие издержки транспортировки российской сырой нефти в западноевропейские страны и США – строительство Мурманского порта.

Балтийская трубопроводная система (БТС) включает 450-километровый трубопровод от Харяги (Ненецкий автономный округ, Архангельская область) до Усы (Республика Коми), трубопроводы Уса-Ухта, Ухта-Ярославль и Ярославль-Кириши, а также трубопровод Кириши-Приморск. БТС находится в собственности «Транснефти».

В сентябре 2001 г. было закончено строительство трубопровода Суходольная-Родионовская. Эта 250-километровая магистраль по­зволяет российским нефтяным компаниям транспортировать нефть до Новороссийского экспортного нефтяного терминала, не исполь­зуя ветвь, проходящую по украинской территории, что дает возмож­ность российским компаниям избежать высокой платы за транзит и нелегальной откачки нефти. Пропускная способность трубопровода - примерно 16-25 млн. т.

Помимо западных маршрутов Россия стремится развивать тру­бопроводную сеть на Востоке. ЮКОС строит трубопровод длиной 1700 км и пропускной способностью 25-30 млн. т от Ангарска до Дацина в Маньчжурии.

ExxonMobil - оператор проекта "Сахалин-1" - выступает за стро­ительство 250-километрового подводного трубопровода через Татар­ский пролив до порта Де-Кастри на российском материке, что позволит наращивать экспорт нефти в азиатские страны. Слабое место проекта кроется в том, что Де-Кастри не является незамерзающим портом. Пропускная способ­ность и терминала, и трубопровода должна достигнуть 12-15 млн. т.

Консорциум "Сахалин-2", возглавляемый RD Shell, планирует экспорт нефти в Японию, Южную Корею и Тайвань. Для этого нужно построить 800-километровый трубопровод через весь Сахалин к сво­бодному ото льда порту Пригородное. Этот план недешев, но позволя­ет экспортировать нефть круглый год.

Порт Новороссийск на Черном море - крупнейший экспортный нефтяной терминал России. В 2002 г. через порт прошло 45 млн. т сырой нефти. Уже в ближайшем будущем его пропускная способность может быть увеличена. Хотя Новороссийск - незамерзающий порт, главная проблема здесь - частые и сильные штормы. В 2002 г. он был закрыт из-за непогоды на 85 дней, то есть в среднем почти два дня в неделю.

Важны для экспорта нефти из России и порты на Балтий­ском море. Главным нефтяным терминалом здесь традиционно был латвийский порт Вентспилс. Но его доминирующие позиции поколеблены ввиду быстрого развития Таллиннского порта, хотя к нему нефть нужно транспортировать по железной дороге, тогда как к Вентспилсу подходит трубопровод.

Приморск - самый крупный балтийский нефтяной терминал, на­ходящийся на российской территории. В 2002 г. в Приморске было обслужено 135 танкеров и отправлено приблизительно 12 млн. т сы­рой нефти. "Транснефтепродукт" планирует к 2005 г. присоединить терминал к нефтепродуктоводу (Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск) с про­пускной способностью 10 млн. т в год.

Нельзя забывать и про Петербургский нефтяной терминал. При­мерно 9 млн. т нефтепродуктов прошли через этот порт в 2002 г., его пропускная способность, как ожидается, вырастет, если порт будет также пропускать сырую нефть.

Строительство небольшого нефтяного терминала с начальной про­пускной способностью менее 1 млн. т запланировано в Выборге. В но­ябре 2000 г. "ЛУКойл" открыл нефтяной терминал в Калининграде. В 2001 г. компания построила еще один терминал в Калининграде с объявленной пропускной способностью 2,5 млн. т. Эти терминалы, по оценкам, способны перегружать до 3-5 млн. т нефти ежегодно.

На севере России есть четыре нефтяных порта - Варандей, Ар­хангельск, Витино и Мурманск. Варандейский терминал с начальной пропускной способностью 1,5 млн. т был построен "ЛУКойлом" и вступил в строй в августе 2000 г. Компания надеется повысить ее до 10 млн. т. Она будет загружать здесь собственные танкеры водоизме­щением 16-20 тыс. т и отправлять их в Мурманск, где сырая нефть будет перегружаться на тяжелые суда, которые станут использоваться для экспорта нефти в Европу и США.

"Роснефть" планирует инвестировать приблизительно 15 млн. долл. в модернизацию терминала в Архангельске с целью удво­ения его пропускной способности (с 2,5 млн. до 4,5 млн. т в год). Но зимой этот терминал часто испытывает проблемы, так как не хватает ледоколов, чтобы освобождать арктический порт ото льда.

Порт Витино расположен на юго-западном побережье Кандалакшинского залива на Белом море. Пропускная способность порта - 4 млн. т. Сырая нефть поступает в Витино по железной дороге, откуда отправляется небольшими танкерами водоизмещением до 70 тыс. т в Мурманск, где перегружается на крупные танкеры и затем экспортируется в Европу или США. В 2002 г. объемы транспортировки нефти через Витино увеличились с 0,1 млн. до 2,8 млн. т.

Один из самых амбициозных планов, способных повлиять на работу балтийских нефтяных терминалов, - строительство Мур­манского нефтяного терминала. Консорциум четырех российских неф­тяных компаний - "ЛУКойл", ЮКОС, ТНК и "Сибнефть" - пла­нирует сооружение трубопровода от Западной Сибири до Мурман­ска. Инвестиции, требуемые для финансирования этого проекта, - 3,4-4,5 млрд. долл.

Мурманский порт будет иметь несколько преимуществ. Первое - огромная потенциальная пропускная способность в 60-120 млн. т. Вто­рое - круглогодично свободное ото льда море в отличие от портов, расположенных на востоке Балтийского моря. Третье - защищенная гавань и уникальные глубины Кольского залива позволят загружать танкеры водоизмещением 300 тыс. т. Четвертое - самый экономный транспортный мар­шрут. Транспортировка тонны нефти этим маршрутом из Сибири в США будет стоить 24 долл., тогда как через нефтепровод "Дружба-Adria" - 29,5 долл., через каспийский трубопровод - 29,9 долл. По оценкам, реализация проекта начнется в 2004 г. и закончится в 2007 г.

Россия продолжит сокращать зависимость от транзита нефти через страны Балтии: "Транснефть" стремится "отобрать" у балтийских операторов плату за транзит и портовые платежи. Неф­тяной транзит через страны Балтии или любые другие государства будет действовать только как дополнительный маршрут для случаев, с которыми российские терминалы не смогут справиться самостоя­тельно. Роль балтийских портов в российской нефтяной экспортной логистике уменьшится, если будет построен Мурманский порт.

Но пока Мурманский порт не построен, объемы транспортировки нефти через Балтийское море будут расти. А это, в свою очередь, увели­чивает риск катастрофы танкера. Все государства Балтийского региона должны начать работу по минимизации вероятности разлива нефти в море, которое в 2004 г. становится практически внутренним морем ЕС. Хотя Россия останется вне Союза, она должна будет налаживать более тесное сотрудничество с ЕС, поскольку использует и Балтийское, и Средиземное моря как нефтяные транспортные коридоры на Запад.

Решение ЕС не допускать однокорпусные танкеры в гавани стран ЕС после 2010 г. абсолютно верно, но если Россия не примет подобных мер, оно останется половинчатым: опасные суда будут продолжать за­полнять свои танки в российских портах и проходить через междуна­родные воды Балтийского моря. Кроме того, решение вступает в силу в 2010 г., а катастрофа может произойти уже сейчас.

Балтийское море имеет свою специфику не только благодаря внутреннему статусу, но также ввиду суровых климатических усло­вий. Дважды в столетие оно замерзает полностью, Финский залив – каждые десять лет. Лед в Финском заливе стоит примерно шесть ме­сяцев, а ведь там располагаются крупнейшие российские нефтяные терминалы. Необходимо, чтобы ЕС и Россия создали действенные регулирующие органы, способные предотвратить выход в море судов слабой конструкции или с командой низкой квалификации. Можно разрешить, например, использование в течение зимнего периода только танкеров с повышенной прочностью корпуса и специально сертифицируемой для работы в арктических условиях командой. Россия при максимизации своих нефтяных экспортных доходов не должна ставить под угрозу экологическую безопасность Балтийского моря. Если Россия продолжит увеличивать масштабы транспортиров­ки нефти через Балтийское море, миллионам людей, живущих на его берегах, останется надеяться, что российское правительство не позволит судовладельцам играть в "русскую рулетку", зарядив пистолет новы­ми пулями - однокорпусными танкерами. Увеличение масштабов транспортировки нефти через Балтийское море - намного более серьезная угроза интеграции Рос­сии с ЕС, чем пресловутая проблема калининградского транзита

3. 
   Резервуары для хранения нефтепродуктов
   

Нефтяные резервуары — это емкости для хранения нефти и нефтепродуктов. В зависимости от материала, из которого сооружают резервуары, их подразделяют на металлические (стальные) и неметаллические.

Резервуары с конусной кровлей вместимостью 100—5000 м3 изготовляются из рулонных заготовок корпуса и днища или методом полистовой сборки (табл. 1). В обоих вариантах настил покрытия монтируется и сваривается и отдельных листов непосредственно на резервуаре.

Таблица 1

Габаритные размеры и расход стали на резервуары, сооружаемые различными способами

Показатели	Вместимость резервуара, м3
100	200	300	400	700	1000	2000	3000	5000

 Резервуары полистовой сборки

Геометрический объем, м3	104	204	333	422	754	1057	2139	3348	4838
Диаметр, мм	4740	6630	7590	8540	10440	12370	15250	19060	22800
Высота, мм	5920	5920	7390	7390	8860	8860	11 780	11 840	11860
Масса, т	4,86	7,52	10,38	11,94	17,43	22,79	38,90	58,24	86,98
Расход стали на 1 м3 вместимости, кг	46,7	36,8	31,2	28,29	23,05	21,52	18,18	17,7	18,0

 Резервуары с рулонным изготовлением корпуса

Геометрический объем, м3	104	204	333	422	754	1057	2139	3348	4838
Диаметр, мм	4730	6620	7650	8510	10410	12330	15180	18980	22790
Высота, мм	5920	5920	7390	7390	8860	8860	11780	11840	11860
Масса, т	4,88	7,55	10,42	11,97	17,45	22,74	38,79	57,67	86,77
Расход стали на 1 м3 вместимости, кг	46,90	37,0	31,3	28,3	23,14	21,51	18,13	17,2	17,9

Резервуары полистовой сборки применяются только в исключительных случаях в отдельных районах страны, куда по транспортным условиям затруднена доставка крупногабаритных рулонных заготовок.

Резервуары вместимостью 2—5 тыс. м3, сооружаемые в районах со скоростным напором ветра 55 кгс/м2, внутри корпуса на уровне низа стропильных ферм имеют кольца жесткости.

Резервуары с конусной кровлей рассчитаны на следующие нагрузки:

• 
  Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод. ст. 200
  
• 
  Допустимый вакуум, мм вод. ст. 25
  
• 
  Снеговая нагрузка, кгс/м2 100
  
• 
  Нагрузка от термоизоляции кровли, кгс/м2 45
  
• 
  Скоростной напор ветра, кгс/м2 30—35
  

Корпус и днище резервуаров изготовляются из мартеновской спокойной стали (Ст.З) по ЧМТУ 5332—55 улучшенного раскисления. Для районов строительства с расчетной наружной температурой ниже —20оС эти конструкции можно изготовлять из той же стали, но с испытанием ее на изгиб в холодном состоянии (ГОСТ 380—71). Для несущих конструкций и настила покрытия идет спокойная сталь марки ВСт.З (ГОСТ 380—71).

Резервуары со щитовыми покрытиями

Покрытия резервуаров собираются из отдельных щитов заводского изготовления. Щит перекрытия представляет собой каркас, к которому приварен настил.

Конструкции кровли и перекрытия рассчитаны на следующие нагрузки:

• 
  Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод.ст. 200
  
• 
  Допустимый вакуум, мм вод. ст. 25
  
• 
  Снеговая нагрузка, кгс/м2 100—150
  
• 
  Нагрузка от термоизоляции кровли, кгс/м2 45
  

Скоростной напор ветра (в кгс/м2) для резервуаров вместимостью, м3:

• 
  100—700 До 100
  
• 
  1000 55—100
  
• 
  2000—5000 30; 55; 100
  
• 
  10 000—20 000 35; 55
  

Применение резервуаров со щитовой кровлей (табл.2) обеспечивает 100-процентную сборность конструкции, значительно сокращает сроки сооружения, а также повышает качество резервуаров.

Резервуары со сферическим покрытием

Резервуары со сферическим покрытием имеют вместимость от 10 до 50 тыс. м3 (табл. 3). Они предназначены для хранения жидкости с плотностью до 0,9 т/м3 и могут сооружаться в районах с сейсмичностью до 7 баллов и расчетной температурой не ниже —40° С.

Таблица 1

Габаритные размеры и расход стали на резервуары с рулонным изготовлением корпуса и щитовой кровлей

Показатели	Вместимость резервуара, м3
100	200	300	400	700	1000	2000	3000	5000	10000	15000	20000
Геометрический объем, м3	104	204	332	400	720	1003	2031	3198	4575	17000	--	--
Диаметр, мм	4730	6630	7580	8530	10430	12330	15180	18980	22790	28500	39800	45500
Высота, мм	5920	5920	7300	7370	8840	8840	11800	11820	11840	11940	11950	11950
Масса, т	4,9	7,34	10.5	12,39	18,77	24,34	41,73	61,73	88,79	194,23	237,0	326,16
Расход стали на 1мЗвместимости,кг	47,11	35,98	31,6	31,0	26,11	24,27	20,54	19,52	19,34	17,7	15,8	16,3

Днище и корпус резервуара поставляются на место строительства в нескольких рулонах, масса каждого из которых не превышает 60 т. Покрытие резервуаров монтируется из отдельных щитов и имеет сферическую форму. При монтаже щиты укрупняются: один монтажный щит собирается из трех заводских щитов.

Щиты опираются на центральное кольцо и кольцо жесткости, расположенные на корпусе резервуара, под которым сооружается кольцевой железобетонный фундамент из плит. Резервуар рассчитан на следующие нагрузки:

• 
  Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод. ст. 200
  
• 
  Допустимый вакуум, мм вод. ст. 40
  
• 
  Снеговая нагрузка, кгс/м2 100
  
• 
  Скоростной напор ветра, кгс/м2 55
  

Наружные слои нижних поясов корпуса и окрайки днища изготовляются из низколегированной стали, остальные элементы — из стали по ЧМТУ 5232—44 ГОСТ 380-71.

Весьма ответственным элементом является основание под резервуары. Резервуары вместимостью до 5 тыс.м3 (включительно) устанавливаются на искусственном основании, состоящем из грунтовой подсыпки, песчаной подушки и гидроизоляционного слоя. На песчаную подушку укладывается гидроизоляционный слой, на котором размещается днище резервуара.

Сооружение резервуаров разрешается на скальных, полускальных, крупнообломочных, песчаных, глинистых и макропористых просадочных грунтах. Резервуары на макропористых грунтах можно сооружать только по специальным проектам, содержащим указания по обеспечению устойчивости резервуаров. В частности, на участках со слабыми грунтами, имеющими несущую способность менее 2 кг/см2 (при толщине слабого грунта более 6 см), необходимо уплотнять грунт.

Резервуары вместимостью 300 м3 и менее можно сооружать на черноземных и подзолистых почвах.

Для грунтовой подсыпки основания, за исключением оснований, сооружаемых на макропористых грунтах, допускается применение щебенистых, гравийных и песчаных грунтов.

Из глинистых грунтов подсыпка может сооружаться только в том случае, если их влажность в момент укладки не превышает 15%, а для супесчаных и суглинистых грунтов — 20%. Укладка грунта при устройстве грунтовой подсыпки и песчаной подушки должна осуществляться горизонтальными слоями толщиной 15—20 см с тщательным послойным уплотнением.

Таблица 3

Габаритные размеры и расход стали на резервуары со сферической кровлей

Показатели	Вместимость резервуара, м3
10	15	20	30	50
Геометрический объем, м3	10950	14900	19460	29240	47880
Диаметр внутренний по нижнему поясу, мм	34200	39900	45600	47400	60700
Высота корпуса, мм	11920	11 920	11920	17900	17900
Масса стальных конструкций, т	203,17	278,83	408,76	597,7	959,7

Поверхность песчаной подушки отсыпается с уклоном от центра в пределах 1,7—2,3%. Диаметр подушки должен быть больше диаметра резервуара не менее чем на 1,4 м. Откосы подушки отсыпают с уклоном 1 : 1,5 с последующим мощением.

Поверх насыпной подушки устраивается гидроизолирующий слой, предохраняющий металл днища от коррозии под действием грунтовых вод и конденсата. При сооружении резервуара на макропористых просадочных грунтах гидроизолирующий слой предохраняет их от увлажнения в случае утечки нефтепродукта через днище резервуара. Для приготовления гидроизолирующего слоя применяется супесчаный грунт с влажностью до 3% и следующим гранулометрическим составом: песок крупностью 0,1—2 мм — 60—85%, песчаные пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм — 40—15%. В песке допускается содержание гравия крупностью 2—20 мм (не более 25% от объема всего грунта). Супесчаный грунт тщательно перемешивается с вяжущим веществом (жидким битумом, каменноугольным дегтем, гудроном, мазутом).

Содержание кислот и свободной серы в вяжущем веществе не допускается. В общем объеме смеси вяжущего вещества должно содержаться 8—10%.

Толщина гидроизолирующего слоя должна составлять 80—100 мм, а при макропористых грунтах — 200 мм и более (в зависимости от категории просадочного грунта). Гидроизолирующий слой должен покрыть всю поверхность насыпной подушки, а при сооружении на макропористых грунтах — помимо этого поверхность откосов подушки с выходом по всему периметру основания резервуара полосой шириной 0,5 м.

Отвод поверхностных вод от резервуаров обеспечивается планировкой и устройством отводных и нагорных канав. Бермы насыпной подушки должны иметь уклон от резервуаров в 10%.

При строительстве резервуаров на макропористых просадочных и глинистых недренирующих грунтах планировка площадки под одну отметку запрещается. В этих случаях отвод воды из обвалования должен производиться в промышленную канализацию.

Для резервуаров вместимостью 700 м3 и более бермы и откосы основания должны моститься камнем до выполнения монтажно-сварочных работ и испытания резервуаров с последующей перемосткой.

Резервуары, расположенные на склонах, необходимо ограждать от стока поверхностных вод нагорной канавой. При большой крутизне склона, а также при близком к откосу расположении резервуара его корпус должен быть защищен от возможных оползней и падения отдельных камней.

При хранении в резервуаре этилированного бензина откосы основания (если нет бетонного кольца) должны быть покрыты сборными бетонными плитами или монолитной бетонной плитой.

После завершения строительства резервуара и его испытания водой нужно провести повторное нивелирование по периметру резервуара. Отметки следует делать не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. Если неравномерная осадка вызвала просадки основания более 5 см между смежными и более 10 см между диаметрально противоположными точками, после спуска воды из резервуара должна быть произведена подбивка основания грунтом, применяемым для гидроизолирующего слоя.

Все работы по приемке резервуара в эксплуатацию должны осуществляться в строгом соответствии с действующими правилами, нормами и техническими условиями. Окончательная приемка в эксплуатацию резервуара включает испытание водой, внешний осмотр, проверку геометрических размеров, а также проверку соответствия представленной документации требованиям проекта и действующих технических условий на изготовление и монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефтепродуктов.

Строительное подразделение, сдающее в эксплуатацию резервуар, должно предъявлять следующую документацию: технические акты на элементы, изготовленные на заводе; сертификаты (или их копии) и прочие документы, удостоверяющие качество металла, электродов, сварочной проволоки, флюса и других материалов, примененных при монтаже; акты, составленные по установленной форме, на скрытые работы и промежуточные испытания: приемку грунта в основании резервуара и насыпной подушки, изоляционного слоя, на испытания плотности сварных швов днища, корпуса и кровли резервуара, ревизии оборудования (клапанов, задвижек и т. п.), заземления резервуара в соответствии с проектом, просвечивания вертикальных швов корпуса (для резервуаров вместимостью 2 тыс. м3 и более, изготовленных полистовым способом); журнал производства работ и журнал сварочных работ.

Сущность окончательного испытания сводится к тому, что резервуар заливают водой на полную высоту и выдерживают под этой нагрузкой не менее 24 ч. Если на поверхности корпуса резервуара или по краям днища не появится течь или уровень воды не будет снижаться, резервуар считается выдержавшим гидравлические испытания.

Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) подлежат вырубке или выплавке и последующей заварке. Исправленные дефекты должны быть проверены на плотность керосином. Подчеканка дефектных мест запрещается.

В зимних условиях испытания производятся водой или продуктом по специальному согласованию. При испытаниях водой должны быть приняты меры по предохранению от замерзания воды в трубах, задвижках и от обмерзания стенок резервуара, для чего необходимо создать постоянную циркуляцию воды, отеплить отдельные узлы или соединения, а также подогревать воду.
Заключение

Нефтяной комплекс в настоящее время обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве.

Нефтяные кампании делают весьма масштабные инвестиции. По темпам прироста вложения в нефтедобычу более чем в 4 раза превышают среднеотраслевые по промышленности.

Но основные фонды отрасли в значительной степени изношены, особенно велика степень их износа в нефтепереработке. Капитальный ремонт в нефтепереработке почти равен объему инвестиций. Недостаточность инвестиций в техническое перевооружение увеличивает вероятность техногенных катастроф. Для увеличения объемов нефтедобычи, а также для модернизации нефтепереработки комплекс нуждается в больших капиталовложениях. Есть основания полагать, что для поддержания и развития производства нефтяные кампании делают значительно большие капитальные вложения, чем отражено в статистической отчетности. По авторитетным заявлениям руководителей нефтяного бизнеса, а также исходя из проведенных нами экономических расчетов, реальный объем инвестиций примерно на 30% превышает объем, зафиксированный в отчетности. Причины занижения объема инвестиций в основной капитал кроются в чрезмерно обременительной российской налоговой системе и общей политико-правовой неопределенности деятельности нефтяных кампаний. Финансовым источником для дополнительных инвестиций в нефтяной комплекс в значительной степени служат средства, сэкономленные при использовании механизмов трансфертного ценообразования.

Для модернизации нефтяного комплекса в ближайшие 5 лет в него необходимо вложить, по разным оценкам, 25-40 млрд. долл. Наиболее приоритетными направлениями инвестиций в нефтяной комплекс на ближайшую перспективу следует считать:

- инвестиции в транспорт нефти на экспортных направлениях, включая дальневосточное;

- инвестиции в промышленную инфраструктуру нефтедобычи, включая трубное хозяйство нефтяных кампаний;

- инвестиции в нефтепереработку, имея в виду, что реализуемые здесь капиталоемкие и продолжительные проекты требуют кардинального улучшения инвестиционного климата.

Вопреки распространенному мнению, инвестиции в геологоразведку для нефтяных кампаний не являются первоочередными. Значительный задел в этой области был сделан еще в советские годы. Отсюда вытекает необходимость отмены налога на ВМСБ, тем более, что бюджетное расходование отраслевых фондов, созданных на основе этих отчислений крайне неэффективно.

При сохранении высоких цен на нефть российские нефтяные компании располагают необходимыми ресурсами для финансирования инвестиций в основной капитал. Уникальность ситуации в том, что масштабного привлечения прямых западных инвестиций в комплекс в настоящее время не требуется. Однако любые фискальные ужесточения могут обернуться либо необходимостью заимствований за границей, либо провалами в инвестировании развития отрасли.

Действующая в отношении нефтяного комплекса система регулирования играет негативную роль. Особенно опасны непредсказуемая политика квотирования экспорта, неопределенная курсовая политика, устойчиво растущие цены на услуги монополистов. Но наибольшую дестабилизирующую роль в нефтяном комплексе в настоящее время играет экспортная пошлина, произвольно и непредсказуемо устанавливаемая правительством. При изъятии дополнительных доходов нефтяного сектора государство вправе использовать лишь стабильные налоги - роялти (взимаемый с учетом условий добычи) и налог на прибыль. В определенных условиях допустим налог на сверхприбыль, складывающуюся в результате роста мировых цен на нефть.

Основные черты реформы налогообложения нефтяного комплекса выглядят следующим образом:

- налог на ВМСБ сокращается до 2% или отменяется вовсе, отменяется и акциз на нефть;

- экспортные пошлины либо отменяются, либо устанавливаются законодательно по жесткой формуле, привязывающей их ставки к мировым ценам на нефть;

- обосновывается и вводится налог на сверхприбыль, возникающую от высоких мировых цен на нефть;

- облегчается налогообложение инвестиций. Действующие льготы по налогообложению капиталовложений безусловно сохраняются

Список использованных источников:

1. 
   Товарные нефтепродукты, их свойства и применение. Справочник, под ред. Н. Г. Пучкова, М., 1971; Нефтепродукты, [ч. 1—2], М., 1970.
   
2. 
   Глазьев С.Ю. Нефтяная рента: плюсы и минусы опыта Аляски//Налоги в гражданском обществе. – СПб, 2003.
   
3. 
   Кокурин Д., Мелкумов Г. Участники мирового рынка нефти//Российский Экономический Журнал. – 2003. - № 9.
   
4. 
   Лиухто К. Российская нефть: производство и экспорт//Российский Экономический Журнал. – 2003. - № 9.
   
5. 
   Стейнер Р. Налогообложение нефтедобычи и использование нефтяной ренты//Вопросы экономики. – 2003. - № 9.
   
6. 
   Шмаров А.И. Нефтяной комплекс России и его роль в воспроизводственном процессе. – М., 2000.
   
7. 
   http://www.akdi.ru
   
8. 
   http://www.bp.com
   
9. 
   http://www.federalreserve.gov
   
10. 
    http://www.ipe.uk.com
    
11. 
    http://www.nymex.gov