Совершенствование системы хранения нефтепродуктов в резервуарных парках нефтяных компаний Монголии: на примере компании "Шунхлай" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Лувсанжамц Орхон

• Лувсанжамц Орхон
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Лувсанжамц Орхон

СОДЕРЖАНИЕ....................................................3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ...............................5

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ СИСТЕМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ В МОНГОЛИИ................................ 9

1.1. Нефтегазовая отрасль в Монголии............................. 9

1.2. Правовое регулирование нефтяной отрасли Монголии........... 10

1.3. Внутреннее нефтепродуктообеспечение....................... 12

1.4. Импорт нефтепродуктов в Монголии.......................... 14

1.5. Проблемы компаний поставщиков нефтепродуктов.............. 18

1.6. Анализ методик определения потерь нефтепродуктов............ 21

1.7. Анализ эффективности основного оборудования резервуаров...... 34

1.8. Вывод по главе........................................... 45

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ ВЫБРОСА УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ СЛИВНО-НАЛИВНЫХ ОПЕРАЦИЙ................. 46

2.1 Сравнительный анализ определения естественной убыли автобензинов России и Китая.................................................. 46

2.2 Анализ методик расчета естественной убыли нефтепродуктов........ 50

2.3 Вывод по главе................................................60

ГЛАВА 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОПРЕДЕЛНИЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ ТОПЛИВА В УСЛОВИЯХ РЕАЛЬНЫХ ТЕМПЕРАТУР И СООТНОШЕНИЯ ГАЗО - ЖИДКОСТНОЙ ФАЗ........ 61

3.1 Описание экспериментальных установок и порядок проведений экспериментов............................................. 61

3.2 Обработка экспериментально - исследовательских данных..........62

3.3 Вывод по главе..............................................98

ГЛАВА 4. ПРОВЕДЕНИЕ НАТУРНЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГРАДИЕНТА ТЕМПЕРАТУРЫ И ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСИ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ .

....................................................................99

4.1 Оценка воздействия годовых колебаний температуры и давления на бензин Аи 92, хранимый с высоким уровнем заполнения в РВС без

движения...................................................99

4.2 Суточные колебания температуры при хранении бензина в РВС.....122

4.3 Измерение потерь нефтепродуктов в реально действующем резервуаре...................................................127

4.4. Вывод по главе.............................................135

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ЛИТЕРАТУР........................136

ПРИЛОЖЕНИЯ..................................................147

Приложение 1. Определение давлений насыщенных паров автобензинов в

лаборатории при разных соотношениях фаз и температурах..............147

Приложение 2. Рекомендация временной методики нормирования

естественной убыли автобензинов А92 и ЯОЫ93 при их хранении.........154

Приложение 3. Справки внедрения результатов......................160

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование системы хранения нефтепродуктов в резервуарных парках нефтяных компаний Монголии: на примере компании "Шунхлай"»

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований. В настоящее время Монголия потребляет ежегодно более миллиона тонн нефтепродуктов и имеет на территории страны резервуарные парки (РП) нефтяных компании общей вместимостью более 400 тыс. м , около 100 нефтебаз и 1100 автозаправочных станций. Несмотря на то, что Российская Федерация является самым крупным поставщиком нефтепродуктов в Монголию, использование норм естественной убыли нефтепродуктов разработанных в России - невозможно. Более того, в Монголии имеют место технологические операции по заполнению, опорожнению и длительному хранению нефтепродуктов произведённых в Китае.

На основе материалов проверки Гостехнадзора Монголии был утверждён совместный приказ министров чрезвычайных ситуаций, профессионального надзора, промышленности и торговли за № 119-15-57 от 2006 года, который предусматривает осуществление мер по контролю за условиями снабжения, хранения, перерасчета естественной убыли нефтепродуктов, поставляемых в Монголию, и их качеством. Несмотря на это, как на уровне правительства, так на уровне департамента нефти и газа до сих пор не решен вопрос об определении объёмов выбросов паров углеводородов при хранении.

Поэтому разработка научно обоснованной методики нормирования потерь углеводородов для бензинов, импортируемых из России, Китая, и рекомендации по внедрению временной нормы естественной убыли являются актуальными задачами.

Целью диссертационной работы является разработка и обоснование норм естественной убыли нефтепродуктов для российских и китайских бензинов в условиях Монголии.

Основные задачи исследования 1. Получить экспериментальные данные об испаряемости бензинов российского (А 92) и китайского (RON 93) производства.

2. Разработать математическую модель, позволяющую оценить испаряемость бензинов, произведённых в Китае.

3. Доказать экспериментальными исследованиями на реально действующих резервуарах высокую относительную испаряемость китайских бензинов в условиях Монголии.

4. Разработать рекомендации по нормированию «естественной убыли» испытуемых бензинов в условиях Монголии.

Научная новизна

1. Получены математические модели суточных колебаний температуры от изменения внешних термодинамических условий в резервуарах типа РВС для исследуемых бензинов при длительном хранении.

2. Получены зависимости относительной испаряемости бензинов А 92 и RON 93. Предложена методика оценки эффективной зоны работы дыхательного клапана во всём эксплуатационном интервале температур и соотношений фаз. Построены сводные экспериментальные кривые парогазового равновесия.

3. Доказана адекватность полученных математических моделей экспериментами на реально действующих резервуарах. Получено значение относительной испаряемости китайского бензина RON 93, позволяющее определять и прогнозировать его большие потери в условиях Монголии.

4. Разработана рекомендация методики нормирования выбросов паров китайских бензинов в условиях Монголии.

Обоснование и достоверность научных положений обеспечивается анализом проблемы испарения нефтепродуктов в российской и зарубежной печати, современным измерительным оборудованием и минимальными погрешностями расчётных и экспериментальных данных. Способы исследования, используемые в работе, базируются на основных положениях теории многофазных сред, диффузии паров и жидкостей, тепло- и массопереноса, механики жидкости, методов графического и математического анализа.

Исследования проводились с использованием измерительных приборов последнего поколения импортного и российского производства.

Моделирование осуществлялось с помощью программных комплексов Mathcad, MS Excel и Armstatic.

Достоверность научных положений подтверждена хорошей корреляцией научных исследований автора, и отечественных ученых в области транспорта нефтепродуктов. Результаты экспериментальных и промышленных исследований апробированы на реально действующих резервуарах.

Объектом исследования являются резервуары для хранения российских и китайских автобензинов на территории Монголии.

Практическая значимость результатов исследований диссертационной работы рекомендована:

1. Департаменту нефти и газа в сфере государственной программы оценки и сокращения вредных выбросов (Акт департамента нефти и газа при правительстве Монголии).

2. Ведущим нефтяным компаниям Монголии для повышения эффективности товаротранспортных потоков, со значимым экономическим эффектом (Акт внедрения Монгольской национальной нефтегазовой ассоциации, акт внедрения «ЖАСТ ОЙЛ» групп, акт внедрения «SHUNKHLAI» LLC).

3. Импортирующим компаниям нефтепродуктов для определения естественной убыли бензинов (Акт «NIC» LLC, «PETROVIS» LLC).

4. ВУЗ-у в образовательных программах учебного процесса (Акт Монгольского Государственного Университета Науки и Технологии).

Апробация работы. В ходе выполнения диссертационной работы результаты исследования докладывались и обсуждались на 9-ой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 30 янв - 01 февраля 2012 г, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина); Международной научно-практической конференции молодых ученых «Тенденция развития ТЭК» (г.Тюмень, 2009);

Научно-практической конференции «Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли Монголии и пути их решения» (Монголия, МГУНиТ, 2008-2012 г.г) и Др.

Публикации

Основное содержание диссертационной работы отражено в 14 опубликованных работах, в том числе 3 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Личный вклад соискателя

Автором разработана рекомендация и внедрена временная норма естественной убыли современных высоко испаряющихся бензинов из россии и азиатских стран при хранении их в условиях Монголии.

Работа соответствует паспорту специальности 25.00.19 пункт:

1. Напряженное состояние и взаимодействие с окружающей средой трубопроводов, резервуаров и оборудования при различных условиях эксплуатации с целью разработки научных основ и методов прочностного, гидравлического и теплового расчетов нефтегазопроводов и газонефтехранилищ.

2. Разработка и оптимизация методов проектирования, сооружения и эксплуатации сухопутных и морских нефтегазопроводов, нефтебаз и газонефтехранилищ с целью усовершенствования технологических процессов с учетом требований промышленной экологии.

5. Разработка научных основ и усовершенствование технологии хранения нефти, газа и нефтепродуктов и методов сооружения подземных и наземных газонефтехранилищ.

Структура и объём диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, приложений, списка литературы; изложена на 154 страницах машинописного текста, содержит 59 иллюстраций, 55 таблиц; библиографический список включает 105 наименований.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ СИСТЕМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ В МОНГОЛИИ

1.1. Нефтегазовая отрасль в Монголии

Нефтяная отрасль является важнейшей составляющей экономики Монголии. Это более 70% валютных поступлений. От того, насколько эта отрасль успешно функционирует, зависит достижение экономических и политических интересов. На сегодня Монголия располагает существенными ресурсами углеводородов, однако значительная удаленность, сложная транспортная логистика, неэффективные системы управления и распределения углеводородов, отсутствие современных норм и правил технологических процессов не позволяют развиваться монгольским топливным рынкам.

В феврале 2012 года только объявлено, что Монголия стала страной экспортирующей сырую нефть, она занимает 33-е место в мире по запасу 1,6 млрд. т сырой нефти, что вызывает большой интерес зарубежных инвесторов, предлагающих осуществить капиталовложения в развитие нефтяной отрасли страны на сумму не менее 1,1 млрд.долларов США [57].

Согласно энергетической стратегии Монголии на период до 2020 года, главными районами прироста углеводородного сырья будут юго-восточная и южная нефтегазовые провинции. Перспективные запасы на этих площадках оцениваются в 600-950 млн.т, а разведанные прогнозные ресурсы нефти составляют около 100 млн.т. Более того, исследовательский институт Китая оценил перспективные геологические запасы в 240.0 млн. т, а извлекаемые запасы - в 48.0 - 79.0 млн. т только по одному блоку в бассейне Тамсага.

Несмотря на то, что нефтегазовой комплекс считается одним из самых благополучных комплексов, в нём имеются значительные трудности.

Роль Монголии на минерально-сырьевых рынках во многом определяет ее геополитическое влияние. Тем не менее на современном этапе развития экономики страны, социальной сферы, политической системы и государственного управления перед минерально-сырьевым комплексом стоят

новые задачи, решению которых препятствуют действующие законодательные акты.

История нефтегазового комплекса Монголии начинается с открытия месторождения нефти в Восточно-Гобийском аймаке. Постановлением за № 15 от 1941 года Совета министров МНР (старое название) были переданы в ведение ведомства Министерства Транспорта нефтесклады (бензин, дизельное топливо и др.), автобаза и автозаправочные станции объединения «Союзнефтьэкспорт» СССР, чем собственно был заложен фундамент государственных органов этой отрасли.

В 1947 году был учреждён трест «Монголнефть», в функции которого входили работы по поиску, разведке, добыче, транспортировке и переработке нефти. В 1951-1970 гг. на среднем по мощности нефтеперерабатывающем заводе Дзунбаяне было переработано 3.8 млн. баррелей нефти для снабжения нефтепродуктами производственных нужд трёх восточных аймаков Монголии.

В 1991 году был объявлен международный тендер по привлечению инвестиций для 22 отобранных перспективных участков, заключено первое соглашение по разведке нефти с участием иностранных компаний и начаты поисково-разведочные работы в бассейнах Восточной Гоби и Тамсага.

В 1992 году был утверждён закон "О нефти" и заложен правовой фундамент для нефтяной отрасли, в связи с законом организован Департамент "Монголнефть". В 2004 году постановлением Правительства Монголии был учреждён Департамент минеральных ресурсов и нефти Монголии, который отвечает за взаимодействие с иностранными компаниями и странами, занимающимися добычей, транспортировкой и хранением углеводородов.

1.2. Правовое регулирование нефтяной отрасли Монголии

В рамках создания правовой среды и проекта нового закона для этой отрасли разработана концепция законодательства о нефтепродуктах, отражающая программу деятельности Правительства Монголии и утверждённая Министром внутренних дел и юстиции, Министром промышленности и торговли. При этом использовался зарубежный опыт,

анализировались законодательства 17 стран. Новое законодательство было утверждено Монгольским парламентом 1 июля 2005 года.

С утверждением закона "О нефтепродуктах" разработка, транспортировка, хранение нефтепродуктов и снабжение ими вошли в правовое русло и импорт, продажа, производство, а также обеспечение безопасности транспортировки и хранения нефтепродуктов также регламентируются новым законодательством [57].

К сожалению, в настоящее время законодательная база в области нефтегазового комплекса недостаточна. Единственный закон «О соглашениях о разделе продукции» на сегодня не работает, нет механизма контроля за реализацией соглашения о разделе продукции.

Требования законодательства о нефтепродуктах обеспечивают и другие сферы, связанные с защитой прав и интересов потребителей, проблем экологии, безопасности окружающей среды и с поддержкой импортёров, их экономических интересов [10].

В рамках работ по реализации этого законодательства осуществлялся контроль над разработкой технической и технологической документации для строительства АЗС, нефтебаз и хранилищ нефтепродуктов, в результате чего наметился заметный прогресс в этой отрасли.

Комитетом по технической стандартизации нефтепродуктов и природного газа при Национальном совете стандартизации и измерений, в рамках программы стандартизации и с целью осуществления результатов республиканского смотра, разрабатывается и подготавливается предложение о пересмотре существующих ныне стандартов нефтяной отрасли. Разработаны и осуществляются такие нормативные акты, как: МЫЭ 4628-98 «Нефть, хранилище нефтепродуктов, технологические сооружения, общие технические требования», МИБ 4633-2006 "Технология снабжения нефтепродуктами и методика деятельности", технические требования и стандарты МЫ8 217:2006 "Автобензин", МЫБ 216:2006 "Дизельное топливо", "Топливо для реактивных двигателей", БНбД (СНиП) 21-03-04 "Нефтебаза, хранилище нефтепродуктов,

нормы пожарной безопасности", "Порядок оптовой торговли нефтепродуктами " и др [20, 42, 43].

1.3. Внутреннее нефтепродуктообеспечение.

Для нашей страны, где создание уже одного перерабатывающего завода удовлетворит потребность всей страны в нефтепродуктах, появление предприятия со 100 %-ой иностранной инвестицией приведёт к зависимости от одной лишь компании, идя в разрез с положениями антимонопольного законодательства Монголии, что требует более тщательного рассмотрения этой проблемы. При создании такого предприятия необходимо установить, чтобы для регулировки отрасли не менее 51 % инвестиций были в государственной собственности Монголии.

Рассматриваются некоторые варианты:

а) создание акционерной компании с созданием источников финансирования путем широкой общедоступной продажи акции,

б) использование иностранных займов и средств в качестве государственных инвестиции,

в) использовать в форме государственных инвестиций, долю государственного объёма нефти, приходящуюся по контракту раздела нефтяной продукции.

При создании одного перерабатывающего завода наша страна в состоянии покрывает свои потребности в нефтепродуктах. Для создания такого предприятия необходимы инвестиции в размере 0,8-1,4 млрд. долларов США за 3-4 года. Также планируется создание такого НПЗ мощностью в один млн.т в год на базе месторождений угля в Баганууре и Шивээ-Овоо, размер инвестиции около 3.0 млрд. долларов США за 5-6 лет. В случае реализации в Монголии проекта по строительству предприятия по переработке нефти и разжижению угля в жидкое топливо существует реальная возможность создания на базе местного сырья, т.е. угля в Баганууре и Чойре, имеющих железные дороги, электричество, воду и связь, маломасштабных предприятий для получения

нефтепродуктов, а также переработки нефти в Багахангае, Дархане, Восточным аймаке и Дзунбаяне.

Это позволит Монголии снизить нефтепродуктовую зависимость от главного источника России [87]. Строительство завода финансируют Российские и Чешские банки. Специалисты предполагают, что это выгодно России, укрепляющая свою позицию на азиатском топливном рынке.

Более того российские и монгольские власти ведут переговоры о строительстве "Газпром нефть" в Монголии НПЗ мощностью 1.5 млн. т. Таким образом, "Газпром нефть" может стать прямым конкурентом другой российской компании, уже ведущей строительство НПЗ в Монголии, - КОО "Востокнефтегаз". Аналитики отмечают также неясность перспектив реализации избыточных нефтепродуктов, поскольку Китай предпочитает закупать сырую нефть, и не возражает, что за проектом строительства крупного НПЗ могут скрываться политические мотивы.

Новую продукцию НПЗ планирует доставлять на внутренний рынок страны, и на экспорт в ближные районы Китая.

Монголия потребляет не менее 1000 тыс. т нефтепродуктов в год, а при современной технологий из 1,5 млн. тн нефти можно получить больше 1.0 млн. т топлива, выходит, что НПЗ будет наполовину работать на китайский потребитель. По всей видимости, проект должен стать своеобразным авансом в российско-монгольских отношениях, так как правительство РФ имеет серьезные виды на несколько монгольских месторождений, прежде всего угольных, и хочет добиться участия российских компаний в их разработке.

В Монголии увеличивается потребность в нефтепродуктах, а растущие цены подвигают на интенсивные действия в развитии нефтяной отрасли, в том числе и по переработке нефти.

В этом году утверждено парламентом Монголии постановление правительства " О построении НПЗ" за № 9 от 2013 г с мощностью 1,5 млн. т в год.

В настоящее время в стране расматриваются следующие варианты стройтельства нефтеперерабатывающего завода:

• сооружение нефтеперерабатывающего завода на месте в районе добычи нефти для эффективной работы НПЗ существенно на самом деле считается, что его мощность должна быть не менее 1,0 млн. т в год.

• сооружение НПЗ, который будет работать на китайских давальческих сырьях: завозятся нефть, перерабатываются, половина оставляются для обеспечения потреблений страны, а остальные — на экспорт в Китай.

• сооружение НПЗ, который будет выпускать продукты на импортных сырьях, для достижения этой цели Правительство Монголии принимает меры по импортам сырьевых нефть не менее 1.5 млн. тн на уровнях межгосударственных соглашений с Казахстаном, Кувейтом и странами ближного востока.

• сооружение НПЗ, который можеть быть построен и работать на импортном и местном сырьях.

1.4. Импорт нефтепродуктов в Монголии

В настоящее время на всей территории Монголии действуют более ста национальных компаний-импортёров, им принадлежит более 1100 автозаправочных станций, надёжно и оперативно снабжающих потребителей нефтепродуктами. На некоторых АЗС в столице и аймачных центрах наблюдаются значительные соответствующие высоким стандартам позитивные изменения: современные точные измерительные установки, двустенные резервуары, газовозвратное оборудование. Это позволило достичь международного уровня в качестве обслуживания потребителей.

Потребности нашей страны в нефтепродуктах почти на 100% зависит от импорта из России. На сегодня структура поставщиков в нашей стране следующая: Российская Федерация - 88-94,4 %, Китай - 4-6,4 %, Казахстан — 1,8 %, из других стран - 0,8-3 %. То есть чётко прослеживается зависимость от России.

Структура импорта нефтепродуктов примерно следующая: бензины автомобильные - 35.0 %, дизельные топлива - 56.0 % а другие виды нефтепродуктов - 9.0 % (табл. 1.1).

Более 90 % нефтепродуктов импортируется в Монголию крупнейшими нефтяными компаниями: Магнай трейд - 20,1 %, Петровис — 19 %, НИК - 15,2 %, МЖД - 10,4 %, Шунхлай - 16,8 %, Жаст ойл - 6,5 %, Содмонгол - 5,5 % (рисунок 1.1.а, б.).

Основным маршрутом поставки нефтепродуктов как из России, так из Китая и Корея является транзитная монгольская железнодорожная дорога "Север - Юг" протяженностью более 1,0 тыс. км от станции Сухбаатара северного терминала Россий до пограничного южного терминала Замын-Ууд на границе с Китаем.

На железную дорогу Монголии приходится 70.0 % всех перевозимых грузов и около 95.3 % импортируемых нефтепродуктов из России, Китая и Корея и нефтепродукты по этой железной дороге поставлюятся на крупнейшые нефтебазы в городах Улаанбаатар, Эрдэнэт, Дархан, Сайншанд, Багануур и др (табл 1.2.).

№ Название Кол и ч ее I во

комиаикн /тыс. л/

1 НИК 184.0

2 Магнай трейд 175.0

3 Шунхлай 139 О

4 Петровне 124.0

5 Монпетекс 81.0

6 Содмонгол 77.0

7 МЖД 66.0

8 Жаст-Ойл 65.0

9 А-ЖЕТ лимитед 28.0

Ю Ойн бирж 25.0

1 1 ГОК Эрдэнэт 15.0

12 Петрожам п 14.0

13 Петрочайна Дачнн 1 1.0

14 Прочие 59.0

Итого ЮбО.О

Рисунок 1.1 .а. Структура нефтяных импортёров Монголии

ГОК Эрдэнэт Крупнейшие нефтяные компании - импортёры

Рисунок 1.1.6. Доля нефтянных импортёров на топлывном рынке Монголии

Объём импорта нефтепродуктов: (тыс.тн/год) табл. 1.1

№ Наименование нефтепродуктов 2008 2009 2010 2011 2012

1 автобензины 367.0 370.4 384.0 420.0 406.0

2 дизельные топлива 430.0 438.0 450.0 515.0 545.0

3 авиатопливы 41.0 40.0 42.0 57.0 62.1

4 мазуты и битумы 6.80 17.0 25.0 41.0 49.1

5 маслы и смазочные материалы 2.80 7.84 10.0 27.80 37,8

6 Итого 847.6 872.8 911.0 1060.8 1100

табл. 1.2

Число действующих АЗС, нефтебаз и хранилище Монголии (2011 г.)

Место Категория Число АЗС и нефтебаз Число резервуаров Обьем АЗС и нефтебаз

1 г. Улаанбаатар АЗС 151 386 16545

Нефтебаза 29 421 94605

2 г. Дархан-уул АЗС 32 84 5250

Нефтебаза 11 80 16500

3 г. Орхон АЗС 24 39 855

Нефтебаза 9 70 29850

4 Прочие области (аймаки) АЗС 894 2124 74500

Нефтебаза 51 985 182450

5 Итого АЗС 1101 2632 97130

Нефтебазы 100 1552 474775

Для снабжений южных и югозападных аймаков (провинций) нефтепродукты доставляются на перевалочные нефтебазы автотранспортом, а для восточных аймаков - железной дорогой через станции Соловьевск и Чойбалсан Монголии. Импорт нефтепродуктов Монголии осуществляется в основном с Ангарского, Ачинского НПЗ компании Роснефть, частично из компании Сибнефть - Омского, с Павлодарского НПЗ Казахстана и из компаний Петрочайна, Сино-ойл Китая и Ьв Южной Корей.

В связи с решением увеличить число поставщиков нефтепродуктов и надежно обеспечить возрастающее внутреннее потребление страны, утверждено Постановление Монгольского правительства за № 267 от 2002 г "Основные направления развития нефтяной отрасли Монголии до 2020 г", в котором планируется доведение снабжения нефтепродуктами из Китая или других стран до 30%, в том числе за счет отечественных нефтепродуктов до 6% (рисунок 1.2, 1.3) [88].

В этом направлении усиливается сотрудничество с китайскими национальными нефтяными корпорациями "Чайна Ойл", "Петро Чайна", "Синопек" и с государственными организациями Казахстана по расширению и укреплению взаимосотрудничества в сфере торговли нефтепродуктами.

РОСТ 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0

-Потребление \тыс.т\

1

340

2 450

3 560

4

900

5

1400

6

1900

ГОДЫ 1990 2000 2005 2010 2015 2020

Рисунок 1.2. Рост потребления нефтепродуктов в Монголии

1 (К)

90

80

С ЕС 70

60

= 50

ъе. 40

30

20

10

0

ИСТОЧНИКИ ИМПОРТА НЕФТЕПРОДУКТОВ МОНГОЛИИ 94

2007 2009 201 1 2013 2020 (прогноз^

■ Россия 94 90 88 85 70

■ Китай 2 5 8 11 15

• Корея 1 2 3 3 4

■ Казахстан 2 2 0 0 3

■ Прочие 1 1 1 1 2

■ Монголия 6

Рисунок 1.3. Источники импорта нефтепродуктов В рамках работ по осуществлению контроля над нефтепродуктами и созданию республиканской системы контроля качества созданы лаборатории по контролю над качествам нефтепродуктов в столице и экономических центрах, а также пограничных контрольных пунктах.

В декабре 2007 года в законы «Об акцизных налогах», «О НДС» внесены поправки, в соответствии с которыми на необходимый запас нефтепродуктов все налоги отодвигаются на тридцать суток со дня импорта, что благоприятно

ПОТ РЕБЛЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ IÍ МОНГОЛИИ

Согласно постановлению Правительства №267 планируется доведение снабжения из других стран к 2020 году до 30%.

воздействовало на нефтяные компании и бизнесменов. Постановлением Правительства намечены перспективные цели и задачи для нефтяной отрасли.

Наша страна потребляет в год более 900.0 тыс.тн нефтепродуктов. Для получения этой продукции требуется около 1 миллиона тонн сырья, и специалисты ожидают полное удовлетворение (покрытие) этой потребности к 2015 году.

1.5. Проблемы компаний - поставщиков нефтепродуктов.

Основными трудностями при поставке нефтепродуктов в Монголию является значительная удалённость, сложная транспортная логистика, устаревшее оборудование и др. Большая часть резервуарного парка и других сооружении транспортной инфраструктуры разработаны и введены в эксплуатацию более 30 лет назад (рисунок 1.4, табл 1.3).

ГОДЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

1970-80 1980-90 19902000 2000-10 2010-13

■ число резервуаров 119 80 25 42 16

■ срок в эксплуатации \год\ 43 33 23 13 3

объем резервуаров \мЗ\ Итого 49000 13% 88000 23% 55000 15% 104200 28% 87250 23%

71°/о 29%

Рисунок 1.4. График срока эксплуатации резервуаров

табл. 1.3

Вертикальные стальные резервуары Монголии

Типы РВС /мЗ/ Номинальная емкость м3 Начало эксплуатации Число резервуаров Срок эксплуатации

РВС 200 205 1970 29 43

РВС 300 310 1975 25 38

РВС 400 406 1972 35 41

РВС 700 703 1973 30 40

РВС 1000 1100 1980 80 33

РВС 2000 2100 1980-2000 55 13-32

РВС 3000 3150 2000-2010 12 2-12

РВС 5000 5150 2005-2012 16 1-7

РВС 10000 10100 2012 1 1

итого 377 640 283

Всё это приводит к сложностям учёта нефтепродуктов, формированию планов поставки и, как следствие, увеличению страховых запасов по ёмкости резервуарных парков. Вместе с тем существующих резервуаров и так не хватает. В Монголии проблема обновления резервуарного парка стоит остра. Разнообразие современного оборудования, совместимость с установленным, а также возрастающие требования к качеству нефтепродуктов наряду с экономическими трудностями, ставят перед монгольскими импортёрами проблему выбора способов хранения и учёта нефтепродуктов.------ —

Сложная транспортная инфраструктура при доставке нефтепродуктов конечному потребителю заставляет делать большое количество перевалочных операций (рисунок 1.5.). Это обусловливает их значительное влияние на изменение количественных и качественных характеристик топлива (рисунок 1.6.).

По данным комитета Госстатистики Монголии, выбросы углевородов в атмосферу ежегодно составляют около 1130.0 т (около 16-17 вагонцистерн или 1,5 млн. л) и их количество увеличивается в каждый год. Ориентировочно считает, что 70-75% выбросов уходит в окружающую среду от испарения. В Монголии вместимость резервуаров, хранящих только автобензины составляет всего 281,5 тыс. м (в нефтебазах 197.5 тыс. м , на АЗС 83,8 тыс. м ), коэффициент оборачиваемости резервуаров за весь год для нефтебаз 4,1, для АЗС 8,7. Эти резервуары не оборудованы специальными средствами сокращения потерь от испарения, из которых испаряются бензины при «больших дыханиях» - 686,3 т, при «малых дыханиях» - 448,1 т [52].

Они определяются потерями нефти и нефтепродуктов от испарения в результате больших и малых «дыханий».

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лувсанжамц Орхон, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абузова Ф.Ф. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении/ Ф.Ф. Абузова, И.С. Бронштейн, В.Ф. Новоселов, Е.Л. Ржавский, М.Н. Фокин. -М.: Недра, 1981. - 248 с.

2. Абузова Ф.Ф. Оценка эффектов теплового и диффузионного скольжения в газовом пространстве заглубленного резервуара. - в кн.: Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз (Уфим. нефт. ин-т. Тр., вып. 1), 1977, - с. 136-139.

3. Абузова Ф.Ф. Транспортировка и хранение нестабильных бензинов и нефтей/ Ф.Ф. Абузова, Д.М. Саттарова// Транспорт и хранение нефтепродуктов. -2004. -№5-6. - С. 15-17.

4. Абузова Ф.Ф., Теляшева Т.Д., Мишин А.Ф. Пути сокращения потерь углеводородов от испарения при хранении и транспортировке нефтей и нефтепродуктов. - М.: ЦКИИЭнергетики, 1989. - 57 с.

5. Александров A.A. Исследование процессов улавливания легких фракций углеводородов/ A.A. Александров, В.А. Воробьев// Транспорт и хранение нефтепродуктов. -2004. -№11. - С. 3-4.

6. Алтанцэцэг Ц., Орхон Л. "Технология монтажа РВС" - Монголия, УБ.: изд-во Мастерпринт, 2007. - 256 с.

7. Андреев A.A. Краткий аналитический обзор качества работы понтонов и плавающих крыш резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов/ A.A. Андреев, С.И. Зарецкий// Нефтяное хозяйство. - 2005. -№ 7. - С. 139-141.

8. Афанасьев В.А., Бобрицкий Н.В. Сооружение резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов. — М.: Недра. 1981. — 190 с.

9. Багмид Ц. "Автозаправочная станция" - Монголия, УБ, 2003. 150 с.

10. Большаков Г.Ф. Восстановление и контроль качества нефтепродуктов.

-2-е изд., перераб. и доп./ Г.Ф. Большаков.-Л.: Недра, 1982. - 350 с.

И. Воробьев В.А. Методика оценки эффективности технологии улавливания легких фракций нефтепродуктов на основе теории рисков / В.А. Воробьев, A.A. Александров// Транспорт и хранение нефтепродуктов. -2005. -№1. - С. 5-8.

12. Глоба В.М. Некоторые аспекты создания систем мониторинга по обеспечению надёжного функционирования резервуарных парков/ В.М. Глоба, В.В. Радзиевский//Нефтяное хозяйство. -2000. -№7. - С. 62-63.

13. Гончаров И.В. О технологических потерях нефти на промысловых объектах/И.В. Гончаров, Н.В. Новикова //Нефтяное хозяйство. - 2006. -№1. -С. 102-103.

14. Гумеров А.Г. Методические подходы к нормированию естественной убыли нефти при её транспортировании по магистральным нефтепроводам/ А.Г. Гумеров, И.С. Бронштейн, А.З. Баталов, Б.М. Грошев, М.Ф. Коваленко, С.Я. Фарфель, JI.P. Хакимьянова// Трубопроводный транспорт нефти. -1998. -№12.-С. 20-22.

15. Дашдондог Б. "Инструкция АЗС и нефтебазы" - Монголия, УБ.: 2000 г.

16. Дмитриев В.Г. Экологическая безопасность резервуарных парков для нефти и нефтепродуктов/ В.Г. Дмитриев, В.А. Шабашев// Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 2004. - № 1. - С. 13-15.

17. Земенков Ю.Д. и др. Хранение нефти и нефтепродуктов - М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 560 с.

18. Зоря Е.И. и др. Ресурсосберегающий сервис нефтепродуктообеспечения: -М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ им. И.М. Губкина, 2004. - 448 с.

19. Иванов Н.Д. Эксплуатационные и аварийные потери нефтепродуктов и борьба с ними. - М.: Недра, 1973. - 160 с.

20. Инструкция технологических процессов, измерения и учета нефтепродуктов - приказ за № 663 от 1992 года Министерства промышленности и торговли Монголии.

21. Калашник Г.Г. Современные информационно-измерительные системы учета нефтепродуктов для резервуарных парков/ Г.Г. Калашник, С.А. Кузьмин, С.Г. Макушкин//Нефтяное хозяйство. -1998. -№8. - С. 146-150.

22. Киотский протокол к Рамочной конвенции Организации Объединенных наций об изменении климата. Принят 11 декабря 1997 г. URL: http://www.bellona.ru/pravo/law/kyoto.

23. Кирилов Н.Г. Установки по улавливанию легких фракций углеводородов при хранении нефти и нефтепродуктов на основе машин Стирлинга./Н.Г. Кирилов//Нефтяное хозяйство. -2003. -№ 2. - С. 77-79

24. Константинов H.H. Борба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов/H.H. Константинов.- М.: Гостоптехиздат, 1961. -260 с.

25. Коршак А. А. и др. Нефтебазы и АЭС: Учебное пособие/А. А. Коршак, Г.Е. Коробков, Е. М. Муфтахов. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2006. - 416 с.

26. Коршак A.A. Методика расчета потерь бензинов из подземных горизонтальных резервуаров АЗС/ A.A. Коршак, A.B. Кулагин //Нефтегазовое дело. [Электронный ресурс], http://www.ogbus.ru, 2003 г, -С. 1 -6.

27. Коршак A.A. Методика расчета потерь бензинов из подземных горизонтальных резервуаров типа АЗС./ A.A. Коршак A.B. Кулагин // Нефтегазовое дело. - 2003 г.

28. Коршак A.A. Некоторые причины возникновения мнимых потерь нефтепродуктов при учетных операциях / A.A. Коршак, Э.С. Бахтегареева //Трубопроводный транспорт - 2006. Тезисы докладов учебно-научно-практической конференции. - Уфа: ООО «Дизайн ПолиграфСервис». -212 с.

29. Коршак A.A. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения / А.А, Коршак. - Уфа: ООО «ДизаинПолиграфСервис», 2001 г. -144с.

30. Коршак С.А. Критерии подобия для описания процессов массоотдачи в резервуарах длительного хранения нефти и нефтепродуктов / Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 2002 г. - № 10. - С. 27-29.

31. Коршак С.А. Совершенствование методов расчета потерь бензинов из резервуаров типа РВС и РВСП. /Дисс.канд. техн. наук: 25.00.19: Коршак Сергей Александрович. - Уфа. - 2003 г.

32. Коршунов Е.С., Едигаров С.Г. Потери нефти, нефтепродуктов и газов и меры их сокращения. -М.: Недра, 1966. - 120 с.

33. Кулагин A.B. Прогнозирование и сокращение потерь бензинов от испарения из горизонтальных подземных резервуаров АЗС: Автореф. Дисс. канд. техн. наук: 25.00.19. - Уфа, 2003.-25 с.

34. Левитин P.E. Альтернативные методы резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов // Д.А. Бабичев, P.E. Левитин, С.М. Дудин / Известия вузов. Нефть и газ. 2008. -№ 3. - с. 72-76

35. Левитин P.E. Долговременное хранение нефтепродуктов в резервуарах под слоем инертного газа // P.E. Левитин, Ю.Д. Земенков, Д.А. Бабичев, С.М. Дудин / Известия вузов. Нефть и газ. 2008. - № 2, - с. 74-78.

36. Левитин P.E. Изменение качества нефтепродуктов в процессе доставки их потребителю // Нефтегазовое дело, http://www.ogbus.ru , 2007 г.

37. Левитин P.E. Подземное хранение нефтепродуктов в горизонтальных стальных резервуарах с использованием инертных газов: /Дисс. канд. техн. наук: 25.00.19: Левитин Роман Евгеньевич. - Тюмень. - 2008 г.

38. Левитин P.E. Сохранение качественного состава нефтепродуктов во время перевалочных операции //Проблемы эксплуатации систем транспорта, региональная научно-практическая конференция. Сборник статей/, отв. редактор Ю.Е.Якубовский. - Тюмень: ТюмГНГУ, - 2006 г.

39. Метельков В.П., Тронов В.П. Борьба с потерями легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого давления\\Нефтяное хозяйство. — 1985. -№9. — С.7-11.

40,

41,

42,

43.

44.

45,

46,

47

48

49

50

51

Методические подходы к нормированию естественной убыли /А.Г. Гумеров, И.С. Бронштейн, А.З. Батталов и др. //Трубопроводный транспорт. - 1998. - №12. - С.20-27.

Методологические основы научных исследований: Учебное пособие / Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. — Тюмень: Вектор Бук, 2005. — 304 с. Монгольские национальные стандарты ММ8 3628-83 «Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров».

Монгольские национальные стандарты МЫЭ 4628-98 «Нефтехранилище нефтепродуктов, технологические сооружения, общие технические требования».

Монгольские национальные стандарты ММ8 4633-2006 "Технология снабжения нефтепродуктами и методика технологической деятельности" Новоселов В.Ф., Ботыгин В.П., Блинов И.Г. Методика расчета потерь от испарения нефти нефтепродуктов из наземных резервуаров. -Уфа: изд. Уфимс. нефт. ин-та, 1987. -73 с.

Оборудование для резервуаров: Учеб. пособие для вузов / Н.И. Коновалов, Ф.М. Мустафин, Т.Е. Коробков и др. — 2-е изд., перераб. и доп. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005. - 214 с.

Орхон Л. Методика учета нефтепродуктов и технологических операций с нефтепродуктами - Монголия, УБ.: изд-во Мастерпринт, 2010, - 72 с. Орхон Л. Развитие нефтегазовой промышленности Монголии /Междунар.науч.-практич.конф.молодых ученых - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009.

Орхон Л. Система хранения нефтепродуктов в резервуарных парках Монголии //Нефтегазовый терминал. —ТюмГНГУ. - 2009. -№3. - С. 53-55 Орхон Л., Д.Батчимэг. Инструкция безопасности труда при операции с нефтепродуктами - Монголия, УБ.: изд-во Мастерпринт, - 2010. -170 с. Орхон Л., Ц.Алтанцэцэг. Анализ методик расчета процесса светлых нефтепродуктов при технологических операциях //Актуальные проблемы

нефтегазовой отрасли Монголии и пути их решения/ - Монголия, УБ. 2010. - №1/16, - С.165-169

52. Орхои JL, Ц.Алтанцэцэг. Средства уменьшения потерь от испарения бензина - Монголия, УБ.: изд-во Мастерпринт, 2011. -174 с.

53. Орхон Л., Э.Санчир-Од. Инструкция по техническому сервису ТРК -Монголия, УБ.: изд-во Мастерпринт, 2013. -125 с

54. Орхон Л., Ю.Д. Земенков, Р. Е. Левитин. Анализ применяемых в Монголии методик определения естественной убыли бензинов //Известия ВУЗ. Нефть и газ/ - ТюмГНГУ. - 2011. - №1. - С.52-55.

55. Орхон Л., Ю.Д. Земенков, Р. Е. Левитин. Проблемы качества нефтепродуктов в России и Монголии //Территория нефтегаз/ — Москва. — 2010.-№9.-С.50-51.

56. Орхон Л., Ю.Д. Земенков, Р. Е. Левитин. Разработка методики определения потерь нефтепродуктов на основе оперативных диспетчерских данных //Известия ВУЗ. Нефть и газ/ - ТюмГНГУ. -2012. - №1. - С.55-58.

57. Отчет департамента нефти и газа Монголии. — УБ. 72010. http://www.pam.gov.mn/

58. Оюунгэрэл Ж. Вопросы оптимизации размещения АЗС нефтеснабженческих организаций // Вестник академии наук Монголии. -2005. -№1. - С.83-102.

59. Пат. 2001124780 RU, МПК7 B67D5/04. Способ улавливания паров бензина при наливе нефтепродуктов в ёмкости/ Ч.Ф. Зайнагабдинов, A.B. Бакиев, Б.Е. Сельский, А.Б. Сельский, A.A. Смотрич (RU).- 2001124780/12; заявлено 07.09.2001; опубликовано 10.09.2004.

60. Пат. 2002121973 RU, МПК7 B65D88/34. Способ эксплуатации резервуара с понтоном/ И.Ю. Хасанов, М.М. Гареев, Р.З. Нагаев (RU). -№ 2002121973/12; заявлено 12.08.2002; опубликовано 10.07.2004.

61. Пат. 2003113470 RU, МПК7 B65D88/00. Резервуар для хранения нефтепродуктов/ А.Г. Гумеров, В.Г. Карамышев, A.M. Акбердин, М.К.

Сулейманов, B.B. Баженов (RU).-№ 2003113470/12; заявлено 07.05.2003; опубликовано 01.10.2005.

62. Пат. 2247586 RU, МПК7 А62СЗ/06. Система пожарной безопасности при эксплуатации резервуарных парков для хранения нефти и нефтепродуктов/ В.М. Левагин (RU).- № 2003131584/12; заявлено 27.10.2003; опубликовано 10.03.2005.

63. Пат. 2256594 RU, МПК7 Е04Н7/02. Резервуар для хранения нефтепродуктов/ А.Г. Гумеров, В.Г. Карамышев, A.M. Акбердин, М.К. Сулейманов, В.В. Баженов (RU).- № 2003113470/12; заявлено 07.05.2003; опубликовано 20.07.2005.

64. Пат. 2259314. Устройство для предотвращения утечек из резервуаров / Ю.Д. Земенков, P.A. Трясцин, P.E. Левитин. - № 2004107716; заявлено 15.03.04; опубл. 27.08.05.

65. Покровский А.Э. / Эффективность и надёжность передовых методов измерения уровня и массы нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках/ А.Э. Покровский // Нефтяное хозяйство.- 2004.-№ 12 С. 116-117.

66. Попова З.А. Теплоотражающие покрытия резервуаров для сокращения потерь нефтепродуктов / Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 1975. - №10, - С. 20-21.

67. Постановление Правительства Монголии "Об утверждении некоторых норм естественной убыли нефтепродуктов" от 2006 года № 316.

68. Правила технической эксплуатации нефтебаз и хранилище. - Монголия. УБ.: Департамент нефти и газа, - 2010 г.

69. Правила технической эксплуатации нефтебаз. — М.: Недра. — 1976 г.

70. Приказ Министерства лёгкой промышленности Монголии от 1994 г. № 152 "Об утверждении инструкции по применению и расчёту норм естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании".

71. Приказ Министерства энергетики РФ от 13 августа 2009 г. № 364 "Об утверждении норм естественной убыли нефтепродуктов при хранении".

72. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. Учебник для вузов / С.Г. Едигаров, В.М. Михайлов, А.Д. Прохоров, В.А. Юфин. - М.: Недра, -1982.-280 с.

73. Руфанова И.М. Совершенствование методов расчета и эксплуатации газоуравнительных систем: Дисс. канд. техн. наук: 05.15.13. - Уфа. - 1998 г.

74. Смоленцев В.М. и др. Физико-математическая модель процессов движения и испарения нефти в резервуарном парке нефтепровода\\Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника: Сборник статей. Вып. I. - Тюмень: ТюмГУ, 2002 г. - С. 62-70.

75. Смоленцев В.М. Прогнозирование потерь нефти в резервуарных парках НПС магистральных нефтепроводов. Дис...канд. техн. наук: 25.00.19. -Тюмень. - 2003 г.

76. Содномпэл Б. "Инструкция пожаробезопасности АЗС" — Монголия, УБ.: 2002 г.

77. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов: Учебное пособие. / Г.В. Бахмат [и др.] // Под общ. ред. Ю.Д. Земенкова. - М.: ИнфраИнженерия, - 2006 г. - 920 с.

78. Справочник по климату Монголии. Облачность и атмосферные явления за 2008-2011 гг, www.icc.mn

79. Стальные вертикальные резервуары низкого давления для нефти и нефтепродуктов Николаев Н.В. и др. — М.: ЦентрЛитНефтеГаз, - 2007 г.

80. Сулейманов А.Б. Снижение испарения нефти из резервуаров с помощью микроэмульсионной пленки/ А.Б. Сулейманов, Т.Б. Геокчаев, P.A. Дашдиев// Нефтяное хозяйство. -1988. - №7. - С. 42-64.

81. Таубе О.В. Применение газоуравнительной и газоулавливающей систем в резервуарных парках/ О.В. Таубе, В.В. Новиков, O.A. Никифорова// Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 2004. - №10, - С. 3-5.

82. Теляшева Г.Д. Давление насыщенных паров бензинов в резервуарах с плавающей крышей/ Г.Д. Теляшева, Ф.М. Хафизов, Ф.Ф. Абузова, Л.Р.

Хакимьянова// Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 1997. - № 11. -С. 31-32.

83. Ткачев О.А., Тугунов П.И. Сокращение потерь нефти при транспорте и хранении. - М.: Недра, 1988. - 98 с.

84. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: Учебное пособие. / Г.В. Бахмат [и др.] // Под общ. ред. Ю.Д. Земенкова. - СПб.: Недра, 2004. - 544 с.

85. Тугунов П. И. и др. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учеб. пособие для вузов / П. И. Тугунов, В. Ф. Новосёлов, А. А. Коршак, А. М. Шаммазов, под ред. А. А. Коршака. 3-е изд., испр. —Уфа: Дизайн ПолиграфСервис, 2008. - 658 с.

86. Хранение нефти и нефтепродуктов: Учебное пособие. 2-ое изд., переработ. И доп./ Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. - Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2003. - 536с. ISBN 5-88131-263-5.

87. Ширчин Б., Ж. Оюунгэрэл. «Производство нефтепродуктов, эксплуатационные свойства и снабжение нефтепродуктами». - Монголия, УБ. 1996.-210 с.

88. Энергетическая стратегия Монголии на период до 2020 года утверждена постановлением Правительства Монголии от 2002 г. за № 267.

89. Яковлев В. С. Хранение нефтепродуктов. Проблемы защиты окружающей среды. И.: Химия, 1987, - 152 с.

90. API 2518 Evaporation loss of production from fixed-roof tanks

91. API 650 Welded Tanks for Oil Storage, Eleventh Edition, May, 2010.

92. API Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 19 - Evaporative-loss Measurement, Section 1 - Evaporative Loss from Fixed-Roof Tanks, Third Edition, March, 2002.

93. API Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 19 - Evaporative-loss Measurement, Section 2 - Evaporative Loss from Floating-roof Tanks, Second Edition, September, 2003.

94. API Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 19.4 -Recommended Practice for Speciation of Evaporative Losses, Second Edition, September, 2005.

95. API MPMS (manual of petroleum measurement standards) 19.1 Evaporative loss measurement - section 1 - evaporative loss from fixed tanks

96. Directive 2008/50/EC of the European Parliament and of the Council of 21 May 2008 on ambient air quality and cleaner air for Europe.

97. Directive 2009/126/EC of the European Parliament and of the Council of 21 October 2009 on Stage II petrol vapor recovery during refueling of motor vehicles at service stations.

98. http://www.pam.gov.mn/

99. Jodriet P. Holistic approach to safety systems produces improvement methodology/ Peter Jodriet//Oil&Gas Journal, Nov. 13, 2006,- 44-50p.

100. www.icc.mn

101. www.meteoinfo.ru

102. www.mit.pmis.gov.mn

103. www.mrpam.gov.mn.

104. www.unep.org

105. РД 153-39-019-97 Методические указания по определению

технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской

Федерации. Госгортехнадзор России. - Москва, - 2002 г.

MNAS

MONGOLIAN ACCREDITATION SVSTEM

Hi

идинг XXK

I

газро,,

бгтээг; агу'/ллх

Утверждаю: Начальник лаборатории

СНЬ г г

зы ООО «Шунхлай»

/Чулуунчимэг.Д/

шжжшгМ.

«10»_декабря_2011 г.

ШУНХЛАЙ ТРЕЙДИНГ ХХК

ТЕХНИЧЕСКИМ ОТЧЕТ

№ TS-75.200.52-WI-275-11 MNS ISO 3405-2000 MNS 0477-77

по результатам определения давления насыщенного пара бензинов Аи 92 и RON 93, хранимых в резервуарах нефтебазы ООО

«Шунхлай»

-химик нефтебазы аасан. Ц/

«10» д

г. Уланбатор, 2011

№ Дата Нефтепродукт: автобензин А 92 (производство России) Источник: Резервуар №10, вместимость 3000 м

ПВС % ПВС (мл) Бензин % Бензин (мл) Заданная температура испытания (°С) Результаты измерения (кПа)

1 02.12.11 80% 520 20% 130 мл 38иС 60,1

2 02.12.11 60% 390 40% 260 мл 38иС 60,5

3 02.12.11 50% 325мл 50% 325 мл 38°С 61,0

4 02.12.11 40% 260мл 60% 390 мл 38иС 61,6

5 02.12.11 20% 130мл 80% 520 мл 38иС 63,2

6 02.12.11 10% 65мл 90% 585 мл 38иС 64,9

7 02.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5 мл 38°С 67,0

8 05.12.11 80% 520 20% 130 мл 35иС 44,8

9 05.12.11 60% 390 40% 260 мл 35иС 45,6

10 05.12.11 50% 325мл 50% 325 мл 35иС 46,6

11 05.12.11 40% 260мл 60% 390 мл 35иС 47,5

12 05.12.11 20% 130мл 80% 520 мл 35иС 51,5

13 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл 35°С 56,0

14 05.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5 мл 35иС • 60,0

15 05.12.11 80% 520 20% 130 мл 30иС 35,0

16 05.12.11 60% 390 40% 260 мл 30иС 35,4

17 05.12.11 50% 325мл 50% 325 мл 30°С 36,6

18 05.12.11 40% 260мл 60% 390 мл зоис 37,6

19 05.12.11 20% 130мл 80% 520 мл 30°С 39,0

20 05.12.11 10% 65мл 90% 585 мл зо°с 42,0

21 05.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5 мл зоис 47,2

22 05.12.11 80% 520 20% 130 мл 25иС 26,0

23 05.12.11 60% 390 40% 260 мл 25°С 25,8

24 05.12.11 50% 325мл 50% 325 мл 25иС 27,0

25 05.12.11 40% 260мл 60% 390 мл 25иС 24,5

26 05.12.11 20% 130мл 80% 520 мл 25иС 27,3

27 05.12.11 10% 65мл 90% 585 мл 25иС 30,6

28 05.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5 мл 25°С 33,6

29 05.12.11 80% 520 20% 130 мл 20иС 17,6

30 05.12.11 60% 390 40% 260 мл 20иС 20,0

31 05.12.11 50% 325мл 50% 325 мл 20°С 19,8

32 05.12.11 40% 260мл 60% 390 мл 20иС 20,2

33 05.12.11 20% 130мл 80% 520 мл 20иС 21,0

34 05.12.11 10% 65мл 90% 585мл 20иС 21,7

35 05.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5мл 20иС 22,4

36 05.12.11 80% 520 20% 130 мл 15иС П,4

37 05.12.11 60% 390 40% 260 мл 15иС 13,3

38 05.12.11 50% 325мл 50% 325 мл 15°С 14,0

39 05.12.11 40% 260мл 60% 390 мл 15иС 14,0

40 05.12.11 20% 130мл 80% 520 мл 15°С 14,4

41 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл 15иС 14,7

42 05.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5 мл 15иС 15,5

43 05.12.11 80% 520 20% 130 мл 10иС 7,6

44 05.12.11 60% 390 40% 260 мл 10иС • 7,8

45 05.12.11 50% 325мл 50% 325 мл 10иС 8,1

46 05.12.11 40% 260мл 60% 390 мл 10иС 8,1

47 05.12.11 20% 130мл 80% 520 мл 10иС 8,6

48 05.12.11 10% 65мл 90% 585 мл 10иС 9,1

49 05.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5 мл 10иС 9,7

50 05.12.11 80% 520 20% 130 мл 5иС 3,9

51 05.12.11 60% 390 40% 260 мл 5иС 4,3

52 05.12.11 50% 325мл 50% 325 мл 5иС 4,5

53 05.12.11 40% 260мл 60% 390 мл 5иС 4,9

54 05.12.11 20% 130мл 80% 520 мл 5иС 5,2

55 05.12.11 10% 65мл 90% 585 мл 5иС 5,7

56 05.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5 мл 5иС 6,0

57 05.12.11 80% 520 20% 130 мл 0иС 2,7

58 05.12.11 60% 390 40% 260 мл 0иС 3,0

59 05.12.11 50% 325мл 50% 325 мл 0UC 3,1

60 05.12.11 40% 260мл 60% 390 мл 0°С 3,4

61 05.12.11 20% 130мл 80% 520 мл оис 3,8

62 05.12.11 10% 65мл 90% 585 мл оис 4,3

63 05.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5 мл оис 5,1

64 05.12.11 80% 520 20% 130 мл -5иС 2,0

65 05.12.11 60% 390 40% 260 мл -5иС 2,2

66 05.12.11 50% 325мл 50% 325 мл -5иС 2,3

67 05.12.11 40% 260мл 60% 390 мл -5иС 2,5

68 05.12.11 20% 130мл 80% 520 мл -5UC 3,1

69 05.12.11 10% 65мл 90% 585 мл -5иС 3,4

70 05.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5 мл -5иС 3,6

71 05.12.11 80% 520 20% 130 мл -10иС 1,7

72 05.12.11 60% 390 40% 260 мл -10иС 1,8

73 05.12.11 50% 325мл 50% 325 мл -10иС 2,0

74 05.12.11 40% 260мл 60% 390 мл -10иС 2,2

75 05.12.11 20% 130мл 80% 520 мл -10иС 2,5

76 05.12.11 10% 65мл 90% 585 мл -10иС 2,6

77 05.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5 мл -10иС 2,9

78 05.12.11 80% 520 20% 130 мл -15иС 1,2

79 05.12.11 60% 390 40% 260 мл -15иС 1,2

80 05.12.11 50% 325мл 50% 325 мл -15иС 1,2

81 05.12.11 40% 260мл 60% 390 мл -15иС 1,4

82 05.12.11 20% 130мл 80% 520 мл -15иС 1,6

83 05.12.11 10% 65мл 90% 585 мл -15иС 1,8

84 05.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5 мл -15иС 2,0

85 05.12.11 80% 520 20% 130 мл -20иС 0,6

86 05.12.11 60% 390 40% 260 мл -20иС 0,6

87 05.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл -20иС 0,5

88 05.12.11 40% 260мл 60% 390 мл -20иС 0,6

89 05.12.11 20% 130мл 80% 520 мл -20иС 0,8

90 05.12.11 10% 65мл 90% 585 мл -20иС 1,4

91 05.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5 мл -20иС 1,7

92 05.12.11 80% 520 20% 130 мл -25иС 0,7

93 05.12.11 60% 390 40% 260 мл -25°С 0,9

94 05.12.11 50% 325мл 50% 325 мл -25иС 1,0

95 05.12.11 40% 260мл 60% 390 мл -25иС 1,0

96 05.12.11 20% 130мл 80% 520 мл -25иС 1,1

97 05.12.11 10% 65мл 90% 585 мл -25иС 1,2

98 05.12.11 5% 32,5мл 95% 617,5 мл -25иС 1,3

№ Дата Нефтепродукт: автобензин RON 93 (производство Китай) Источник: Резервуар №7, вместимость 3000 м3

ЛВС % ЛВС (мл) Бензин % Бензин (мл) Заданная температура испытания (°С) Результаты измерения (кПа)

99 02.12.11 80% 520 мл 20% 130 мл 38иС 63,0

100 02.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл 38иС 65,4

101 02.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл 38иС 67,1

102 02.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл 38иС 70,8

103 02.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл 38иС 76,5

104 02.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл 38°С 83,2

105 02.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5 мл 38иС 91,6

106 05.12.11 80% 520 мл 20% 130 мл 35иС 53,4

107 05.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл 35иС 54

108 05.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл 35иС 58,6

109 05.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл 35иС 56

110 05.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл 35иС 59,7

111 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл 35иС 64,3

112 05.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5 мл 35иС 69,3

113 05.12.11 80% 520 мл 20% 130 мл 30иС 43,4

114 05.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл зоис 47,5

115 05.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл зоис 48,3

116 05.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл зоис 49

117 05.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл зоис 52,7

118 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл 30иС 53,8

119 05.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5 мл зоис 56,6

120 05.12.11 80% 520 мл 20% 130 мл 25"С 34,6

121 05.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл 25иС 36,4

122 05.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл 25иС 37,6

123 05.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл 25иС 38,4

124 05.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл 25иС 39,6

125 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл 25иС 43,6

126 05.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5 мл 25иС 48,7

127 05.12.11 80% 520 мл 20% 130 мл 20иС 26,0

128 05.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл 20иС 25,9

129 05.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл 20иС 26,4

130 05.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл 20иС 26,8

131 05.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл 20иС 28,2

132 05.12.11 10% 65 мл 90% 585мл 20иС 30,2

133 05.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5мл 20иС 33,3

134 05.12.11 80% 520 мл 20% 130 мл 15иС 14,7

135 05.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл 15иС 15,7

136 05.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл 15иС 16,3

137 05.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл 15иС 16,9

138 05.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл 15иС 18,2

139 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл 15иС 19,6

140 05.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5 мл 15иС 22,6

141 05.12.11 80% 520 мл 20% 130 мл 10иС 9,3

142 05.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл 10иС 9,6

143 05.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл 10иС 10,5

144 05.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл 10иС 11

145 05.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл 10иС П,9

146 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл 10иС 12,8

147 05.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5 мл 10иС 15,0

148 05.12.11 j 80% 520 мл 20% 130 мл 5иС 5,8

149 05.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл 5иС 5,9

150 05.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл 5иС 6,6

151 05.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл 5иС 7,3

152 05.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл 5°С 8,5

153 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл 5иС 9,4

154 05.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5 мл 5иС 10,5

155 05.12.11 80% 520 мл 20%- 130 мл оис 3,7

156 05.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл о°с 4,19

157 05.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл о°с 4,38

158 05.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл оис 4,95

159 05.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл оис 5,71

160 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл оис 6,35

161 05.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5 мл оис 7,2

162 05.12.11 80% 520 мл 20% 130 мл -5иС 3,0

163 05.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл -5иС 3,53

164 05.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл -5иС 3,91

165 05.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл -5иС 4,56

166 05.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл -5иС 5,41

167 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл -5иС 6,07

168 05.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5 мл -5иС 6,3

169 05.12.11 80% 520 мл 20% 130 мл -10иС 2,8

170 05.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл -10иС 3,02

171 05.12.11 • 50% 325 мл 50% 325 мл -10иС 3,32

172 05.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл -10иС 3,6

173 05.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл -10иС 4,1

174 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл -10иС 4,49

175 05.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5 мл -10иС 5,8

176 05.12.11 80% 520 мл 20% 130 мл -15иС 2,6

177 05.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл -15иС 2,8

178 05.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл -15иС 3,02

179 05.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл -15иС 3,12

180 05.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл -15иС 3,71

181 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл -15иС 4,1

182 05.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5 мл -15°С 4,9

183 05.12.11 80% 520 мл 20% 130 мл -20иС 1,8

184 05.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл -20иС 2,03

185 05.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл -20иС 2,06

186 05.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл -20иС 2,29

187 05.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл -20иС 3,03

188 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл -20иС 3,71

189 05.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5 мл -20иС 4,4

190 05.12.11 80% 520 мл 20% 130 мл -25иС 1,6

191 05.12.11 60% 390 мл 40% 260 мл -25иС 1,85

192 05.12.11 50% 325 мл 50% 325 мл -25иС 2,08

193 05.12.11 40% 260 мл 60% 390 мл -25иС 2,32

194 05.12.11 20% 130 мл 80% 520 мл -25иС 3,15

195 05.12.11 10% 65 мл 90% 585 мл -25иС 3,8

196 05.12.11 5% 32,5 мл 95% 617,5 мл -25иС 4,7