новые химические технологии
АНАЛИТИЧЕСКИЙ ПОРТАЛ ХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ПОИСК    

НА ГЛАВНУЮ 

СОДЕРЖАНИЕ:

НАУКА и ТЕХНОЛОГИИ

Базовая химия и нефтехимия

Продукты оргсинтеза ............

Альтернативные топлива, энергетика ...........................

Полимеры ...........................

ТЕНДЕНЦИИ РЫНКА

Мнения, оценки ...................

Законы и практика ...............

Отраслевая статистика .........

ЭКОЛОГИЯ

Промышленная безопасность

Экоиндустрия .......................

Рециклинг ............................

СОТРУДНИЧЕСТВО

Для авторов .........................

Реклама на сайте ................

Контакты .............................

Справочная .........................

Партнеры ............................

СОБЫТИЯ ОТРАСЛИ

Прошедшие мероприятия .....

Будущие мероприятия ...........

ТЕНДЕРЫ

ОБЗОРЫ РЫНКОВ

Анализ рынка автомобильных грузоперевозок в России
Анализ рынка роликовых пилок в России
Анализ рынка перкуссионных массажеров для тела в России
Анализ рынка антицеллюлитных массажеров в России
Анализ рынка паровых саун для лица в России
Анализ рынка аппаратов для аквапиллинга в России
Анализ рынка щеток для чистки лица в России
Анализ рынка аппаратов для ультразвуковой чистки лица в России
Анализ рынка фотоэпиляторов в России
Анализ рынка эпиляторов в России

>> Все отчеты

ОТЧЕТЫ ПО ТЕМАМ

Базовая химия и нефтехимия
Продукты оргсинтеза
Синтетические смолы и ЛКМ
Нефтепереработка
Минеральные удобрения
Полимеры и синтетические каучуки
Продукция из пластмасс
Биохимия
Автохимия и автокосметика
Смежная продукция
Исследования «Ad Hoc»
Строительство
In English
  Экспорт статей (rss)

Мнения, оценки

Переработка попутного газа на нефтепромыслах: сегодняшний день и перспективы

 

Переработка попутного нефтяного газа (ПНГ) - направление, которому сегодня уделяется повышенное внимание. Этому способствует ряд обстоятельств, прежде всего рост добычи нефти и ужесточение экологических норм. По данным 2002 г., всего в Российской Федерации извлечено из недр 34,2 млрд. м3 ПНГ, из них потреблено 28,2 млрд. м3. Таким образом, уровень использования ПНГ составил 82,5%, при этом в факелах сгорело около 6 млрд. м3 (17,5%).

В том же 2002 г. на газоперерабатывающих заводах России было переработано 12,3 млрд. м3 ПНГ (43,6% «потребленного» газа), из них в Тюменской области, основном регионе производства ПНГ - 10,3 млрд. м3. На промысловые нужды (подогрев нефти, отопление вахтовых поселков и т.п.) с учетом технологических потерь было израсходовано 4,8 млрд. м3 (17,1%), еще 11,1 млрд. м3 (39,3%) использовано для выработки электроэнергии на ГРЭС. Дальнейший рост утилизации ПНГ до заложенных в лицензионных соглашениях 95% наталкивается на ряд трудностей. Прежде всего, при существующих ценовых «вилках» 1 продажа газа на ГПЗ с небольшого месторождения (1-1,5 млн. т нефти в год) рентабельна, если перерабатывающий завод находится на расстоянии не более 60-80 км.
Однако вновь вводимые нефтяные месторождения удалены от ГПЗ на 150-200 км. В этом случае учет всех элементов затрат выводит себестоимость попутного газа на уровень, при котором вариант утилизации попутного газа на ГПЗ для многих недропользователей неэффективен и ими ищутся варианты переработки ПНГ непосредственно на нефтепромыслах.

Основные решения по утилизации ПНГ, которыми сегодня могут воспользоваться нефтедобывающие компании таковы:


1. Переработка ПНГ средствами нефтехимии.
2. «Малая энергетика» на базе ПНГ.
3. Закачка ПНГ и смесей на его основе в пласт для повышения нефтеотдачи.
4. Переработка газа на синтетическое топливо (технологии СЖТ/GTL).
5. Сжижение подготовленного ПНГ.


Как видно по приведенным ранее цифрам, в РФ в «глобальных масштабах» из этих направлений развиваются лишь два: потребление ПНГ в качестве топлива с целью выработки электроэнергии и как сырья для нефтехимии (получение сухого отбензиненного газа, газового бензина, ШФЛУ и сжиженного газа для бытовых нужд).
Между тем, новые технологии и оборудование позволяют реализовать многие процессы непосредственно на промыслах, что полностью устранит или существенно снизит потребность в дорогостоящей сетевой инфраструктуре, вовлечет в переработку неиспользуемые объемы ПНГ, улучшит экономическую эффективность нефтедобычи.
Согласно проведенному анализу к перспективным направлениям промысловой утилизации ПНГ сегодня относятся:


• микротурбинные или газопоршневые установки, покрывающие потребность нефтепромыслов в электрической и тепловой энергии.
• малогабаритные установки сепарации для получения товарной продукции (топливного метана на собственные нужды, ШФЛУ, газового бензина и ПБТ).
• комплексы (установки) конвертации ПНГ в метанол и синтетические жидкие углеводороды (автомобильный бензин, дизтопливо и т.п.).

Выработка попутного нефтяного газа
Доведение добытой сырой нефти до товарных кондиций происходит в установках комплексной подготовки нефти (УКПН). В УКПН, помимо обезвоживания, сероочистки и обессоливания нефти, осуществляется ее стабилизация, то есть отделение в специальных стабилизационных колоннах легких фракций (т.е. ПНГ и газа выветривания). С УКПН стабилизированная нефть требуемого качества подается через коммерческие узлы учета нефти в магистральные нефтепроводы. Выделенный ПНГ при наличии специального газопровода доставляется потребителям, а при отсутствии «трубы» сжигается, используется на собственные нужды или перерабатывается. Отметим, что ПНГ отличается от природного газа, состоящего на 70-99% из метана, высоким содержанием тяжелых углеводородов, что и делает его ценным сырьем для нефтехимических производств.
 

Состав ПНГ различных месторождений Западной Сибири

Месторождение

Состав газа, % масс.
СН4С2Н6С3Н8i-С4Н10n-С4Н10i-С5Н12n-С5Н12СO2N2
Самотлорское60,644,1313,054,048,62,522,650,591,48
Варьеганское59,338,3113,514,056,652,21,80,691,51
Аганское46,946,8917,374,4710,843,363,880,51,53
Советское51,895,2915,575,0210,332,993,261,021,53

ПРИМЕР: стоимость УКПН зависит от пластового содержания ПНГ, а также количества попутных водяных паров, сероводорода и т.п. Ориентировочная оценка стоимости установки на 100-150 тыс. т. в год товарной нефти – $20-40 млн.

Фракционная («нехимическая») переработка ПНГ

В результате переработки ПНГ на газоперерабатывающих установках (заводах) получают «сухой» газ, сходный с природным, и продукт под названием «широкая фракция легких углеводородов» (ШФЛУ). При более глубокой переработке номенклатура продуктов расширяется - газы («сухой» газ, этан), сжиженные газы (СУГ, ПБТ, пропан, бутан и т.д.) и стабильный газовый бензин (СГБ). Все они, включая ШФЛУ, находят спрос, как на внутреннем, так и на внешнем рынках2.

Доставка продуктов переработки ПНГ до потребителя чаще всего осуществляется по трубопроводу. Необходимо помнить, что транспортировка трубопроводом довольно опасна. Как и ПНГ, ШФЛУ, СУГ и ПБТ тяжелее воздуха, поэтому при негерметичности трубы пары будут накапливаться в приземном слое с образованием взрывоопасного облака. Взрыв в облаке распыленного горючего вещества (т.н. «объемный») характеризуется повышенной разрушительной силой3. Альтернативные варианты транспортировки ШФЛУ, СУГ и ПБТ не представляют технических проблем. Сжиженные газы перевозится в ж/д цистернах и т.н. «универсальных контейнерах» под давлением до 16 атм. железнодорожным, речным (водным) и автомобильным транспортом.
При определении экономического эффекта от переработки ПНГ следует иметь в виду, что на российских производителей СУГ накладывается т.н. «балансовое задание» по поставкам СУГ для бытовых потребителей по «балансовым ценам» (по данным АК «СИБУР» - это 1,7 тыс. руб./т). «Задания» на практике достигают 30% от объема производства, что ведет к росту стоимости СУГ для коммерческих пользователей (4,5-27 тыс. руб./т в зависимости от региона). Министерство промышленности и энергетики РФ обещает отменить «балансовые задания» в конце 2006 года и это может вызвать снижение цен на рынке СУГ. Впрочем, производители сжиженного газа убеждены, что окончательное решение будет принято не ранее 2008 г. Из-за стабильно высоких цен на СУГ в Европе выгоднее перерабатывать ПНГ и ШФЛУ в СУГ. В России же более прибыльным может оказаться получение метанола или БТК (смесь бензола, толуола и ксилола). В дальнейшем смесь БТК может быть переработана деалкилированием в бензол, который является товарным продуктом, пользующимся высоким спросом.

ПРИМЕР: Комплекс по выработке ШФЛУ из ПНГ по схеме низкотемпературной конденсации запущен на ОАО «Губкинский ГПК» в 2005 г. Перерабатывается 1,5 млрд. м3 попутного нефтяного газа, производство ШФЛУ - до 330 тыс. т/г, общая стоимость комплекса, включая 32-х километровую врезку в конденсатопровод «Уренгой-Сургутский ЗСК», - 630 млн. рублей ($22,5 млн.). По схожей технологии могут работать малогабаритные установки сепарации, предназначенные для установки на промыслах.

Закачка ПНГ в пласт для повышения нефтеотдачи


Количество технологий, схем эксплуатации и оборудования (разной степени эффективности и освоенности) для повышения нефтеотдачи (см. диаграмму «Методы повышения нефтеотдачи») очень велико.

ПНГ, в силу своей гомологической близости к нефти, представляется оптимальным агентом газового и в особенности водогазового воздействия (ВГВ) на пласт закачкой попутного нефтяного газа и иных рабочих жидкостей с его использованием (ПНГ+ вода, водно-полимерные композиции, растворы кислот и др.) 4. При этом увеличение нефтеизвлечения по сравнению с заводнением пласта необработанной водой зависит от конкретных условий. Скажем, разработчики технологии ВГВ (ПНГ+вода) указывают, что наряду с утилизацией ПНГ дополнительная добыча нефти составила 4-9 тыс. т/г нефти на 1 участок.
Более перспективными видятся технологии сочетающие закачку ПНГ с переработкой. При проектировании обустройства Копанского газоконденсатнонефтяного месторождения был исследован следующий вариант освоения ресурсов углеводородов. Из пласта извлекается нефть вместе с растворенным и попутными газами. Из газа отделяется конденсат и часть осушенного газа сжигается на электростанции для получения электроэнергии и выхлопных газов. Выхлопные газы закачиваются в газоконденсатную шапку («сайклинг-процесс») для повышения конденсатоотдачи.

Сайклинг-процесс считается одним из эффективных методов повышения конденсатоотдачи пласта5. Однако в нашей стране он не реализован ни на одном газоконденсатном месторождении или газоконденсатнои шапке6. Одна из причин - дороговизна процесса консервации запасов сухого газа. В рассматриваемой же технологии часть сухого газа подается потребителю. Другая, сжигаемая часть, обеспечивает получение достаточного для сайклинг-процесса количества закачиваемого газа, поскольку 1 м3 метана при сжигании превращается примерно в 10 м3 выхлопных газов.

ПРИМЕР: Консорциум по разработке Харьягинского месторождения - Total, Norsk Hydro и «ННК» - планирует реализовать проект по утилизации попутного нефтяного газа7 стоимостью от $10-20 млн. На Харьягинском месторождении ежегодно добывается около 900 тыс. т нефти и 150 млн. м3 ПНГ. Часть попутного газа идет на собственные нужды, а остальное - сжигается. Предложено три решения проблемы, одно из которых - закачка ПНГ в скважину ниже пласта, откуда добывается нефть. По предварительным расчетам, так возможно закачать весь ПНГ, однако есть опасения, что газ дойдет до близлежащей скважины, которая уже ликвидирована и принадлежит ЛУКОЙЛу. Тем не менее, этот вариант - предпочтительный. Другие два менее приоритетных варианта - продажа ПНГ ЛУКОЙЛу (нет инфраструктуры) или производство электроэнергии (проблема с потенциальным покупателем).

Установка энергоблоков

Один из наиболее распространенных способов утилизации ПНГ – использование как топлива для электростанций. При приемлемом составе ПНГ эффективность этого способа высока. По данным разработчиков 80%), работающая на ПНГ, при егоэлектростанция с утилизацией тепла (кпд  учетной стоимости 300 руб. за 1000 м3, окупается за 3-4 года.
Предложение энергоблоков на рынке очень широко. Отечественные и зарубежные компании наладили выпуск установок, как в газотурбинном (ГТУ), так и в поршневом вариантах. Как правило, для большинства конструкций имеется возможность работы на ШФЛУ или ПНГ (определенного состава). Практически всегда предусмотрена утилизация тепла выхлопных газов в систему теплоснабжения промысла, предлагаются варианты самых современных и технологичных парогазовых установок. Одним словом можно с уверенностью говорить о буме внедрения объектов малой энергетики нефтяными компаниями для снижения зависимости от поставок электроэнергии РАО «ЕЭС», упрощения требований к инфраструктуре при освоении новых месторождений, снижения затрат на электроэнергию с одновременной утилизацией ПНГ и ШФЛУ. Согласно расчетам, себестоимость 1 кВтч электроэнергии для ГТУ «Пермских моторов» составляет 52 коп, а для импортного агрегата на основе поршневого двигателя «Катерпиллер» – 38 коп. (при невозможности работать на чистом ШФЛУ и наблюдается потеря мощности при работе на смешанном топливе).

ПРИМЕРЫ: Типичная стоимость дизельной электростанции зарубежного производства мощностью 1,5 МВт по прайс-листу дилера составляет €340 тысяч ($418 тыс.). Однако установка на промысле энергоблока такой же мощности с инфраструктурой (резервированием) и работающего на подготовленном газе требует капитальных вложений в $1,85-2,0 млн. 8

При этом себестоимость 1 КВтч при цене газа 294 руб./тыс. м3 и расходе 451-580 м3/тыс. КВтч составит уже 1,08-1,21 руб., что превышает текущий тариф - 1,003 руб./КВтч. При повышении действующего тарифа до 2,5 руб./КВтч и сохранении цены газа на сегодняшнем уровне дисконтированный срок окупаемости 8-10 лет.
«Сургутнефтегаз», утилизирующий до 96% ПНГ, ведет строительство 5 газотурбинных электростанций на отдаленных месторождениях – Лукъявинском, Русскинском, Биттемском и Лянторском. Реализация проекта позволит обеспечить выработку 1,2 млрд. КВтч/год (суммарная мощность электростанции 156 МВт на базе 13 энергоблоков единичной мощностью 12 МВт производства «Искра-Энергетика»). Каждый из этих энергоблоков способен в год переработать до 30 млн. м3 попутного газа и выработать до 100 млн. кВтч электроэнергии. Суммарная стоимость проекта составляет по разным оценкам от $125-200 млн., его выполнение задерживается в связи со срывом графика поставки энергоблоков.

 


Переработка ПНГ на синтетическое топливо (GTL)


Технология GTL только начинает свое распространение. Ожидается, что при дальнейшем развитии и росте цен на топливо она станет рентабельной. Пока GTL-проекты, реализующие технологию Фишера-Тропша, рентабельны только при достаточно больших объемах перерабатываемого сырья (от 1,4-2,0 млрд. м3 в год). Обычно GTL-проект рассчитан на утилизацию метана, однако есть сведения, что процесс может быть реализован и для углеводородных фракций C3-C4 и соответственно применен для переработки ПНГ. Первой стадией производства на базе технологии GTL является получение синтез-газа, который может быть получен даже из угля. Однако этот способ переработки более применим к ПНГ и ШФЛУ, а газовый бензин выгоднее утилизировать отдельно в качестве нефтехимического сырья.

На сегодняшний день в мире реализовано 2 крупных GTL-проекта:

• Shell Middle Distillate Synthesis (SMDS) – Бинтулу, Малайзия, 600 000 т/г,

• Завод в ЮАР постройки Sasol, заказчик Mossgas для PetroSA, 1 100 000 т/г.

В ближайшее время планируется осуществить полтора десятка других крупных проектов, находящихся в разной стадии готовности. Один из них, например, проект строительства завода в Катаре мощностью 7 млн. т нефтяного эквивалента. Его ориентировочная стоимость составит $4 млрд., или $600 на тонну продукции. Текущая стоимость строительства GTL-завода, по оценкам специалистов, составляет $400-500 на тонну продукции, и продолжает снижаться. В качестве комментария к этой цифре добавим, что хотя опыт эксплуатации коммерческих предприятий GTL-FT имеется, он ограничен жаркой и умеренной климатической зоной. Таким образом, имеющиеся проекты не могут быть перенесены без изменений в Россию, например, в район Якутии. Учитывая отсутствие у компаний опыта эксплуатации установок GTL-FT в жестких климатических условиях, изменение и доработка проектов могут потребовать значительного времени и, возможно, проведения дополнительных исследовательских работ. Среди известных разработчиков GTL-проектов отметим американскую венчурную компанию «Syntroleum» (www.syntroleum.com), поставившую задачу проведения исследований с целью получения малых модульных производств для временного размещения на месторождениях, в т.ч. с возможностью утилизации ПНГ и ШФЛУ.

ПРИМЕРЫ: По оценке ООО НПО «Синтез» капитальные затраты на завод GTL-FT производительностью 500 тысяч тонн жидкого топлива в год с потреблением 1,4 млрд. м3 природного газа в год при размещении в Якутии составит $650 млн. ($1300 на тонну годовой производительности). Согласно рекламным материалам российского разработчика строительство установки, использующей традиционные технологии (паровая конверсия, получение 82% метанола-сырца) с годовой мощностью 12,5 тыс. тонн метанола и утилизацией 12 млн. м3 газа требует капитальных затрат $12 млн. ($960 на тонну годовой производительности). Установка «Энергосинтоп10000» примерно такой же производительности (12 тыс. тонн 96% технического метанола) обойдется в $10 млн. ($830 на тонну годовой производительности). А благодаря низким эксплутационных расходов себестоимость метанола окажется на 17-20% ниже.

Криогенная переработка ПНГ в сжиженный газ

Разработчики и изготовители предлагают как крупнотоннажные установки получения сжиженного природного газа производительностью 10-40 т/час с высоким (более 90%) коэффициентом ожижения перерабатываемого газа, так и установки малой производительности до 1 т/час. Способ сжижения – использование замкнутого однопоточного холодильного цикла на смеси углеводородов с азотом.
Для установок малой производительности по сжиженному природному газу возможны следующие способы сжижения:

• применение однопоточного холодильного цикла при переработке малых расходов исходного газа (коэффициент ожижения 0,95)
• применение детандерного цикла:
• а) замкнутого с коэффициентом ожижения 0,7-0,8;
• б) разомкнутого с коэффициентом ожижения 0,08-0,12.

Последний рекомендуется к применению на газораспределительных станциях, где узел редуцирования заменяется установкой получения сжиженного природного газа с расширением газа в детандере и частичным его ожижением. Этот способ практически не требует затрат энергии. Производительность установки зависит от расхода поступающего на газораспределительные станции газа и диапазона перепада давлений на входе и выходе станции. Получение сжиженного газа (метана) из ПНГ требует его предварительной подготовки. Условия перспективности криогенной переработки ПНГ (по данным «ЛенНИИхиммаш»):

• Наиболее рентабельны установки при производительности от 500 млн. нм3/год до 3,0 млрд. нм3/год по перерабатываемому газу.

• Располагаемое давление исходного газа для переработки не менее 3,5 МПа. При давлении ниже установка должна быть укомплектована блоком предварительного дожатия газа, что увеличивает капитальные и энергетические затраты.
• Запас газа не менее чем на 20 лет эксплуатации установки.
• Содержание тяжелых углеводородов, % об.: С3Н8 > 1,2. Сумма C 4+В > 0,45.
• Низкое содержание сернистых соединений (не более 60 мг/куб.м) и двуокиси углерода (не более 3%), не требующее очистки от них исходного газа.
• При содержании в газе этана более 3,5% об. и наличия его потребителей целесообразно получение в качестве товарного продукта этановой фракции. Это значительно снижает удельные эксплуатационные затраты.


1 Например, в ценах 2000 г.: себестоимость добычи ПНГ была 200-250 руб./тыс. м3, транспортировка могла добавить еще до 400 руб./тыс. м3 при рекомендованной Минэкономразвития и Минфином цене 150 руб./тыс. м3. Сегодня эту цену регулируют ФЭКи и в среднем это $10/тыс. м3.

2 Например, в РФ ежегодно производится 8 млн. т СУГ на сумму около $1 млрд. СУГ используется как сырье для предприятий нефтехимической промышленности (50-52% газа), в бытовых целях, на транспорте и в промышленности (28-30%). 18-20% газа идет на экспорт. Вследствие невысокого уровня газификации страны для личных нужд СУГ потребляют около 50 млн. человек, в то время как природный газ – 78 млн. человек.

3 3 июня 1989 года около дер. Улу-Теляк произошел разрыв трубы диаметром 700 мм продуктопровода широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) Западная Сибирь - Урал-Поволжье с последующим взрывом углеводородно-воздушной смеси, эквивалентным взрыву 300 тонн тротила. Возникший при этом пожар охватил территорию около 250 га, с находящимися на ней двумя пассажирскими поездами (Новосибирск-Адлер, 20 вагонов и Адлер-Новосибирск, 18 вагонов), в которых следовало 1284 пассажира (в т.ч. 383 - дети) и 86 членов поездных и локомотивных бригад. Взрывом были разрушены 37 вагонов и 2 электровоза, из которых 7 вагонов сгорели полностью, 26 - выгорели изнутри, Ударной волной было оторвано и сброшено с путей 11 вагонов. На месте аварии было обнаружено 258 трупов, 806 человек получили ожоги и травмы различной степени тяжести, из них 317 умерло в больницах. Всего погибло 575 человек, травмировано - 623.

4 Известно, что закачивать газ в залежи вязких нефтей с целью вытеснения и поддержания давления не очень эффективно, так как вследствие языкообразования происходит преждевременный прорыв газа к эксплуатационным скважинам.

5 Удовлетворительные технико-экономические показатели сайклинг-процесса достигаются только на ГКМ с начальным содержанием конденсата в газе не ниже 250—300 г/м3.

6 Среди проблем, связанных с закачкой газа, эксперты отмечают отсутствие в России подобного опыта, а как следствие - сложность согласования проектов. Единственный пример практически реализованного в странах СНГ сайклинг-процесса - Новотроицкое ГКМ (Украина).

7 По материалам круглого стола "Современные технологии и практика по сокращению объемов сжигания попутного нефтяного газа", 2005 г. Данных о реализации проекта пока нет.
8 Данные по тарифам, капвложениям, окупаемости и т.п. согласно «Инвестиционному замыслу строительства ЭСН на Западно-Таркосалинском ГП ООО «Ноябрьскгаздобыча» с использованием газа выветривания в качестве топлива». ТюменьНИИГипрогаз, ОАО «Газпром», 2005.

 

 

 

С. Долинский
http://www.energosyntop.com/

Версия для печати | Отправить |  Сделать стартовой |  Добавить в избранное

Куплю

19.04.2011 Белорусские рубли в Москве  Москва

18.04.2011 Индустриальные масла: И-8А, ИГНЕ-68, ИГНЕ-32, ИС-20, ИГС-68,И-5А, И-40А, И-50А, ИЛС-5, ИЛС-10, ИЛС-220(Мо), ИГП, ИТД  Москва

04.04.2011 Куплю Биг-Бэги, МКР на переработку.  Москва

Продам

19.04.2011 Продаем скипидар  Нижний Новгород

19.04.2011 Продаем растворители  Нижний Новгород

19.04.2011 Продаем бочки новые и б/у.  Нижний Новгород

Материалы раздела

ПРОИЗВОДСТВО МЕТАЛЛОПРОКАТА С ПОКРЫТИЕМ В РОССИИ
ПРОИЗВОДСТВО ОДНОРАЗОВЫХ ШПРИЦЕВ В РОССИИ
СПРОС НА ЗУБНЫЕ ИМПЛАНТЫ В РОССИИ
Производство инфузионных растворов в России
ПРОИЗВОДСТВО ПВХ ТРУБ В РОССИИ
Производство антифризов в России
ПРОИЗВОДСТВО ПОЛИПРОПИЛЕНОВЫХ ТРУБ В РОССИИ
ПОТРЕБЛЕНИЕ И ПРОИЗВОДСТВО ЛИТЫХ ДИСКОВ В 2018 ГОДУ
ПРОИЗВОДСТВО ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ В РОССИИ
Производство арматуры выросло в 2018 году
ПОБЕДИТЕЛИ КОНКУРСА IQ-CHem.
НОВЫЙ НПЗ на АМУРЕ
НЕПСКОЕ КАЛИЙНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ: новые возможности
МЕТАНОЛЬНЫЙ ЗАВОД В ЯКУТИИ
НОВЫЕ ПРОЕКТЫ: получение диоксида титана
ПРОИЗВОДСТВО СЭНДВИЧ-ПАНЕЛЕЙ В ВОРОНЕЖЕ
НОВОЕ ПРОИЗВОДСТВО CO2
РЫНОК ПОДШИПНИКОВ: ШЭФФЛЕР ПОСТРОИТ ЗАВОД В РОССИИ
MATHESON БУДЕТ ПРОДАВАТЬ ГЕЛИЙ "ГАЗПРОМА"
НОВЫЙ ЦЕМЕНТНЫЙ ЗАВОД В НОВОРОССИЙСКЕ
МОДЕРНИЗАЦИЯ РЯЗАНСКОГО НПЗ
УКРАИНСКИЙ РЫНОК ПЕСТИЦИДОВ
ТОМСКИЙ НПЗ ГОТОВИТ 3-Ю ОЧЕРЕДЬ
РЫНОК АНИЛИНА: планы «Пигмента»
В ЯКУТИИ ПОСТРОЯТ ТРИ СОЛНЕЧНЫЕ СТАНЦИИ
НОВЫЙ ЖБИ-ЗАВОД
СИБУР УВЕЛИЧИЛ ВЫРАБОТКУ ШФЛУ
В РОССИИ БУДУТ ПРОИЗВОДИТЬ Е471
ПРОИЗВОДСТВО КАУСТИЧЕСКОЙ СОДЫ В РОССИИ
НОВЫЙ АСФАЛЬТОБЕТОННЫЙ ЗАВОД
ТРЕТИЙ ЗАВОД «ФАРМАСИНТЕЗА»
ПОШЛИНЫ НА ИМПОРТ И ЭКСПОРТ МТБЭ
ГАЗПРОМ ПОСТРОИТ ГХК ПО ВЫДЕЛЕНИЮ ГЕЛИЯ
ЗАПУЩЕН КРУПНЕЙШИЙ в РОССИИ КИРПИЧНЫЙ ЗАВОД
НОВЫЕ ПРОЕКТЫ: производство газобетона на Сахалине
НАЧАЛОСЬ ВОССТАНОВЛЕНИЕ ЯРНПЗ
НОВОЕ ПРОИЗВОДСТВО МИНЕРАЛЬНОЙ ВАТЫ
LINDE БУДЕТ ПРОДАВАТЬ ГЕЛИЙ «ГАЗПРОМА»
ГАЛОПОЛИМЕР на РЫНКЕ ПЛАВИКОВОГО ШПАТА
КТО ВОЗЬМЕТ "ГРОДНО АЗОТ"?
НОВОЕ ПРОИЗВОДСТВО ШПОНА
НОВОЕ ПРОИЗВОДСТВО ГИПСОВЫХ ВЯЖУЩИХ
AIR LIQUIDE ЗАПУСТИЛО ПРОИЗВОДСТВО В ЧЕРЕПОВЕЦКЕ
О СИТУАЦИИ на «НИТОЛЕ»
МОДЕРНИЗАЦИЯ ОРСКОГО НПЗ

>>Все статьи

Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru
Copyright © Newchemistry.ru 2006. All Rights Reserved