close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Untitled;pdf

код для вставкиСкачать
XXVIII Всероссийское межотраслевое совещание
«Современные решения использования углеводородного сырья:
Инновации. Технологии. Эффективность».
Новые проекты освоения месторождений севера
Западной Сибири
Генеральный директор ОАО «СибНАЦ»
А.М. Брехунцов
Территория реализации проектов освоения углеводородного сырья на севере
Западной Сибири
В настоящее время реализуются уникальные проекты по освоению
углеводородного потенциала недр
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Комплексное освоение месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторий
Освоение Бованенковской группы месторождений
Разработка нефтяных залежей Новопортовского месторождения
Проект по сжижению газа на полуострове Ямал (на базе Южно-Тамбейского месторождения)
Освоение Ленинградского и Русановского месторождений в Карском море
Геологоразведка и освоение Восточно-Приновоземельских лицензионных участков в Карском море
(РОСНЕФТЬ)
7. Разработка месторождений Обской и Тазовской губы
8. Программа комплексного освоения месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и севера
Красноярского края
9. Строительство магистрального нефтепровода «Заполярье-Пурпе-Самотлор»
10. Освоение Уватской группы месторождений
11. Ачимовские отложения Уренгойского региона
12. Освоение Баженовской толщи
13. Освоение ресурсов полуострова Гыданский
14. Проект расширения Новоуренгойского газохимического комплекса
15. Комплексное развитие Тобольской промышленной площадки
16. Третья очередь Антипинского НПЗ
Освоение Бованенковской группы месторождений
В 2012 году началась промышленная разработка
Бованенковского месторождения. Добыча газа в 2012
году составила 5.1 млрд.м3
В 2013 году добыто 22.9 млрд.м3.
За 6 мес. 2014 г добыто 20,5 млрд.м3.
План добычи на 2014 год – 40,8 млрд.м3.
План добычи на 2015 год – 42,9 млрд.м3
Новые объекты
Крузенштернское (шельф)
250
Крузенштернское (суша)
Харасавэйское (неоком-юра)
Харасавэйское (сеном)
200
Бованенковское (неоком-юра)
Бованенковское (сен+апт)
150
100
50
0
Прогноз добычи газа, млрд.м3
Освоение Бованенковской группы месторождений
УКПГ ГП-2
Проектом на Бованенковском месторождении
предусмотрено пробурить 775 скважин, ввести 3 ГП
(4 УКПГ) .
Первый модуль УКПГ ГП-2 введен в строй в 2012 году
Второй модуль УКПГ ГП-2 введен в строй в 2014 году.
Общая мощность УКПГ достигла 60 млрд.м3/год.
В 2014 году введена в строй ДКС мощностью 250 МВт,
Строительство УКПГ ГП-1
В октябре 2014 года планируется ввод ГП-1
(УКПГ и ДКС) на 30 млрд.м3/год, ДКС на 125 МВт
и 93 эксплуатационные газовые скважины.
Ввод ГП-3 мощностью 30 млрд.м3/год запланирован
на 2017 год
Транспортировка газа Бованенковской группы месторождений.
Газопроводная система Бованенково-Ухта
Положениями «Схемы территориального
планирования Российской Федерации в части
трубопроводного транспорта утвержденной.
13.08.2013 г. Д.А. Медведевым предусматривается
ввод следующих газопроводов
Производительность,
млрд.м3/год
Ввод
Бованенково-Ухта
1 нитка
-*2 нитка
-*3 нитка
60
введена
60
60
2014
2023
-*-
4 нитка
60
2027
-*-
5 нитка
60
2031
-*-
6 нитка
60
2033
Газопровод
В 2012 году введена в строй первая нитка газопровода Бованенково-Ухта.
В настоящее время ведется строительство второй нитки газопровода и 8 КС.
Завершение монтажа трубопровода предусмотрено на конец 2014 года.
Полный ввод газопровода и КС – конец 2016 года. ОАО «МРТС» завершило монтаж
подводных переходов через Байдарацкую губу под строительство 3 и 4 ниток
Всего
360
Ухта-Торжок
3 нитка
Ухта-Чебоксары
1 нитка
Всего
45
2022
37
2029
82
Разработка нефтяных залежей Новопортовского месторождения.
Добыча нефти, тыс.т
8 500
10000
8000
6000
4000
2000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
0
Нефтепровод
Новопортовское-Мыс Каменный
Д=530 мм, L=107 км
Компания ОАО «Газпром нефть» планирует освоение Новопортовского
месторождения и строительство наливного нефтяного терминала в
районе Мыса Каменного, в 2.5км от берега
Нефтеконденсатная смесь будет вывозиться танкерами с
ледокольным сопровождением по СМП.
Общий объем капитальных вложений в освоение месторождения и
строительство нефтетранспортной системы составит к 2020 году 320
млрд.руб
Освоение нефтяных залежей Новопортовского месторождения
ЦПС на 400 тыс.т/г (1 очередь)
На стадии опытно-промышленной эксплуатации на
месторождении осуществляется ввод новых объектов:
Построен ЦПС на 400 тыс.т/год, БПО, ГПЭС, ВЖК .
Завершено строительство нефтепровода Д=219 мм,
протяженностью 107 км на Мыс Каменный и ВЛ-110кВ
На Мысе Каменном идет строительство ПСП, ВЖК и
береговых терминальных сооружений для отгрузки
нефти в танкеры
Строительство ПСП «Мыс Каменный»
В 2013 году введено 8 эксплуатационных скважин, план
на 2014 год – 9 скважин. До 2016 года 60 скважин на 5
кустах. В 2013 г добыто 16тыс.т нефти,
за 6 месяцев 2014 г – 33,9 тыс.т.
С лета 2014 года начато строительство портовых
сооружений на Мысе Каменном
8
Первая морская отгрузка нефти с Новопортовского месторождения
21 августа 2014 года "Газпром нефть" осуществила летнюю отгрузку нефти с Новопортовского месторождения морем.
Танкер морского класса доставит сырьё в Европу в сентябре. Всего в навигационный сезон 2014 года планируется суммарно
вывезти двумя танкерами более 80 тыс. тонн нефти нового сорта Novy Port.
Арктический терминал на Мысе Каменном, мощностью до 40 тысяч тонн нефти в сутки, будет введен в строй в конце 2015 года
Проект по сжижению газа на полуострове Ямал
(на базе Южно-Тамбейского месторождения)
Реализация пилотного проекта по производству СПГ
на базе Южно-Тамбейского месторождения (СПГ-1)
Обустройство месторождения
2013-2020
Строительство и выход на проектную мощность завода СПГ – 1
1-я очередь (5-5.5 млн.т СПГ)
2013-2018
2-я очередь (5-5.5 млн.т СПГ)
2014-2019
3-я очередь (5-5.5 млн.т СПГ)
Всего 15 - 16,5 млн.т
2015-2020
Развитие производства СПГ
на базе Салмановского и Геофизического месторождений (СПГ-2)
Обустройство месторождения
2015-2025
Строительство и выход на проектную мощность завода СПГ – 2
1-я очередь (5-5.5 млн.т СПГ)
2018-2022
2-я очередь (5-5.5 млн.т СПГ)
2019-2024
3-я очередь (5-5.5 млн.т СПГ)
Всего 15 - 16,5 млн.т
2020-2025
Обустройство Южно-Тамбейского месторождения
Проектом освоения предусматривается:
газосборная сеть, в том числе 208 скважин на
19 кустовых площадках;
Объекты подготовки газа;
Установка получения метанола;
Завод СПГ (3 технологические линии);
Электростанция мощностью 376 МВт;
Резервуары СПГ (4 по 160 тыс.м3);
Резервуары конденсата (3 по 50 тыс.м3);
Аэропорт, бетонная ВПП (2704х46);
Инженерные сети и сооружения;
Дороги, мосты, ЛЭП, БПО, ОС, водозабор;
Вахтовые комплексы:
для строителей – 3500 мест;
для работников Ямал-СПГ – 1050 мест.
Строительство вахтового комплекса
На июнь 2014 года пробурено 13 скважин,
отсыпаны площадки 1 очереди завода,
резервуаров СПГ, ГТЭС. Начата забивка
свайных полей и монтаж фундаментов.
Построен вахтовый комплекс на 2700 мест.
Морской порт Сабетта.
На апрель 2014 года готовность порта составляет 80%,
Ввод порта в строй предполагается в сентябре 2014
года.
Общая протяженность четырех причалов порта – 953
метра. Первый – короткий, чуть больше 150 метров,
остальные три – более двухсот.
При работе ледокола в акватории порта образуются
ледяные торосы. С ними планируется бороться с
помощью системы контроля льдообразования – она
будет включать барботаж и выброс воды, нагретой до
40 градусов, для снижения толщины льда до
приемлемой толщины в пределах 60-70 сантиметров.
Аэропорт Сабетта
2013 г
Строительство взлетной полосы
На начало 2014 года готовность ВПП аэропорта Сабетта составила 75%. В конце 2014 года аэропорт
предполагается ввести в эксплуатацию
Освоение Ленинградского и Русановского месторождений в Карском море
105 км.
(В зависимости от потребности рынков)
В апреле 2014 года Газпром объявил конкурс на
выполнение прединвестиционного исследования
«Инвестиционный замысел освоения ресурсов Карского
моря». Речь идет об изучении возможностей строительства
завода (или заводов) по сжижению газа.
Должно быть рассмотрено комплексное освоение
Ленинградского и Русановского месторождения и
перспективных структур Морская, Нярмейская,
Скуратовская, Амдерминская, Невская, Шараповская,
Западно-Шараповская, Обручевская, СеверноХарасавэйская, Южно-Крузенштернская.
96 км.
Добычные возможности – 100-150 млрд.м3/год
Геологоразведка и освоение Восточно-Приновоземельских
лицензионных участков в Карском море (РОСНЕФТЬ)
Восточно-Приновоземельские
лицензионные участки :
Площадь 126 тыс.км2
Глубина от 40 до 350 метров
2
1
3
По лиц.обязательствам
В 2012 по 2016 гг. Сейсмика 2Д и 3Д.
В 2015 г – бурение первой поисковой скважины.
В 2016-2017 гг – принятие инвестиционного
решения
В 2020 г – начало добычи углеводородов
18 июня 2013 г.
Операторские соглашения
определяют Karmorneftegaz SARL
(ООО) оператором проектов в Карском
море. При этом Karmorneftegaz SARL
предоставит "Роснефти"
первоначальное финансирование в
размере до $2,2 млрд.
Предоставленные денежные
средства, с учетом начисленных
процентов, подлежат возврату
"Роснефтью" исключительно в случае
наличия коммерческого открытия
углеводородов (в размере 0,25 долл.
США за каждый баррель запасов Р2 ,
приходящихся на долю EXXON на дату
утверждения тех_схемы разработки)
из средств, получаемых от реализации
углеводородов.
По плану компании
2D, км
3Д,
км2
2012
5300
3000
2700
2013
1590 +
уплотнение
сети на ВП-1
2014
Инженерно
-геол-е
изыскания
Бурение
Университетская
Рогозинская,
Вилькицкого
Университетская
Буровая платформа West Alpha
9 августа 2014 года на платформе West
Alfa начато бурение разведочной
скважины в Карском море на структуре
«Университетская-1».
До конца октября 2014 года бурение
должно быть завершено
Технические характеристики:
Водоизмещение – 30700 т
Длина корпуса – 70 м
Ширина корпуса – 68 м
Высота вышки над палубой – 108,5 м
Глубина бурения – до 7 км
Глубина моря – до 600 м
Платформа адаптирована к работе в
Арктике, полупогружного типа
Год изготовления 1986
Изготовитель Dyvi Drilling Ultra Yatzy
Владелец North Atlantic Drilling Ltd
Оператор ExxonMobil
Разработка месторождений
Обской и Тазовской губы
Батиметрическая карта района работ
ООО «Газпром добыча Ямбург» объявил конкурс на
выполнение работ по проекту «Обустройство
газового месторождения Каменномысское-море»
Проект будет выполнять ООО «Красноярскгазпром
нефтегазпроект».
Работы должны быть завершены к концу 2019 года.
По оценкам специалистов объем капитальных
вложений оценивается в 210 млрд.руб.
Начало работ по обустройству - 2017 год (ориентир.)
Программа комплексного освоения месторождений ЯНАО
и севера Красноярского края
ЦПС мощностью 22,5 млн.т/год по нефти
Ванкорское месторождение
Начальные извлекаемые запасы Ванкорского
месторождения по состоянию на 1 января 2014 г.
составляют 500 млн. тонн нефти и конденсата,
182 млрд. кубометров газа (природный + попутный).
В 2013г. на Ванкоре добыто 21,4 миллиона тонн нефти
и газового конденсата, что превышает прошлогодний
результат на 17%.
Вахтовый жилой комплекс на 720 рабочих мест
Программа комплексного освоения месторождений ЯНАО
и севера Красноярского края
Магистральный нефтепровод
Ванкорское месторождение – НПС «Пурпе»
Площадка НПС-2 (327 км трассы)
Протяженность – 556 км,
Диаметр трубопровода - 820 мм,
Пропускная способность - до 35 млн.т/год,
Введен в строй в 2009 году
Газопровод Ванкорское-Пякяхинское-Находкинское. Использование ПНГ.
В сентябре 2013 года завершено строительство газопровода Ванкорское-Пякяхинское-Находкинское,
который обеспечит транспорт попутного нефтяного газа Ванкора в объеме до 5,6 млрд. м3 с 2014 года.
С вводом ГКС с мая 2014 года начата прокачка газа в тестовом режиме.
Программа комплексного освоения
месторождений ЯНАО и севера
Красноярского края
ТРУБОПРОВОДНАЯ СИСТЕМА
«ЗАПОЛЯРЬЕ – ПУРПЕ – САМОТЛОР»
В мае 2013 года завершен монтаж 1 этапа
строительства – 134 км от НПС «Пурпе» до ПСП на
359 км. Ввод участка – январь 2014.
Нефтепровод
Заполярье-Пурпе
В июле 2014 года завершен монтаж линейной части
2 этапа. Проложено 212,2 км трубы, смонтировано
7261 опора, наземная прокладка составила 122 км.
Кроме этого, этапом предусмотрен монтаж НПС №2
«Ямал» с общим объемом резервуарного парка 200
тыс. кубометров.
Нефтепровод
Ванкор-Пурпе
(2009 год)
В августе 2013 года начаты работы по 3 этапу.
На третьем этапе будет проложено 151 км
нефтепровода и построена ГНПС №1 «Заполярье».
Это позволит вывести «Заполярье — Пурпе» на
проектную мощность 45 млн.т/год
Освоение ачимовской толщи Уренгойского региона
170 км
Уренгойский л.у.
«Газпром добыча
Уренгой»
50 км
Ачимовские отложения Уренгойского месторождения
на л.у. ООО «Газпром добыча Уренгой» разделены на
6 эксплуатационных участков
Освоение ачимовских отложений Уренгойского региона
ЗАО «Ачимгаз». Участок 1А. УКПГ-31
Проектная мощность УКПГ-31 – 3,65 млрд.м3/год по газу, 1,67 млн.т/год по конденсату. В настоящее
время строится расширение УКПГ-31 (2 линии) с доведением мощности до 9 млрд.м3/год по газу.
В 2013 году предприятие добыло примерно 2,4 млрд.м3 газа из 25 скважин. В ближайшей перспективе к
2021 г. планируется нарастить добычу газа до 8 млрд.м3/год из 113 эксплуатационных скважин
Обустройство второго участка ачимовских отложений
Уренгойского НГКМ. УКПГ-22
2А08
2А09
2А12
2А13
УКПГ-22
2А11
На полное развитие предполагается пробурить 73
Скважины на 20 кустовых площадках.
Мощность УКПГ достигнет 5,45 млрд.м3/год
Эксплуатируется 20 скважин на 5 кустовых
площадках.
Производительность УКПГ на период ОПЭ:
по пластовому газу 2,675 млрд. м3/год;
по нестабильному газовому конденсату
0,88 млн. тонн/год
Освоение ресурсов полуострова Гыданский
ПРОГНОЗНЫЙ УРОВЕНЬ ДОБЫЧИ:
100 – 120 млрд.м3 газа
9-10 млн.т конденсата
Министерство природных ресурсов
проводит бурение параметрической
скважины 130 – Гыданской глубиной
6500 м
Схема нефтегазоносности битуминозных
отложений баженовского свиты
Западной Сибири
Оценка извлекаемых ресурсов баженовской свиты, млрд.т
25
20,6
20
ЗапСибНИГНИ,
1979, 1984 гг.
20
Принято госэкспертизой на
01.01.1982г.
15
10
5,15
5
Утвержденная оценка на
01.01.2002 (тер-ия ХМАО)
3,1
MEA,
IEA World Energy Outlook,
nov. 2010
0
ХМАО. Добыча нефти из баженовской свиты в 2013 г – 735 тыс.т
102 тыс. т
63 тыс. т
ОАО НК РОСНЕФТЬ
16 тыс. т
ОАО НК РУССНЕФТЬ
554 тыс. т
Залежи в
баженовской свите
ОАО СУРГУТНЕФТЕГАЗ
ООО ЛУКОЙЛ Западная
Сибирь
Новоуренгойский газохимический комплекс
Строительство ГХК
Общая стоимость проекта
90 млрд.руб
В рамках Стратегии развития газохимических и газоперерабатывающих комплексов ОАО
«ГАЗПРОМ» и Комплексной программы реконструкции и технического перевооружения объектов
переработки газа и жидких углеводородов на 2011–2015 годы предусмотрен ввод в строй
Новоуренгойского газохимического комплекса.
Реализация проекта предусматривает производство полиэтилена низкой плотности (ПЭНП) по
технологии пиролиза этана.
Сырье – газ деэтанизации УПКТ.
Мощность по основному продукту - 400 тыс.т/год
полиэтилена с перспективой увеличения до 1,2
млн.т.
Для получения 400 тыс.т/год полиэтилена
необходимо 800 тыс.т.этана – 8 млрд.м3 газа (ачим).
В настоящее время на Уренгойском месторождении
добывается 2.7 млн.т этана.
Для обеспечения электроэнергией и теплом
предназначена ГТЭС мощностью 120 МВт.
Новоуренгойский газохимический комплекс
В настоящее время на комплексе идет монтаж систем автоматического управления электростанции, на площадке выполняется
монтаж 4 печей пиролиза этана. Для расширения производства на площадку доставлена пятая печь, будет поставлено
дополнительное оборудование и выполнено переоборудование уже имеющегося. Монтаж 5 печи пиролиза начался в июле 2013
года и продлится не менее года. До конца 2014 года будет введена в строй ГТЭС мощностью 120 МВт.
По экспертным оценкам степень завершенности проекта Новоуренгойского ГХК составляет 60%
Уватский проект
ООО «РН-Уватнефтегаз» выступает оператором
по разработке Уватского проекта, который
представляет собой группу из 12
лицензионных участков расположенных на
юге Тюменской области.
В настоящее время добыча ведется на семи
месторождениях : Кальчинском, ЮжноПетьегском, Урненском, Усть-Тегусском,
Тямкинском, Северо-Качкарском и
Радонежском. В 2013 году было открыто два
новых месторождения — Северо-Кеумское и
Кирилкинское.
В 2013 году добыто 8 847,6 тыс. тонн нефти,
что на 26% больше, чем в 2012 году. Средний
дебит скважин за 2013 г. составил 59,7 т/сут.
ЦПС Усть-Тегусского месторождения
Основной рост обеспечен за счет ввода в
эксплуатацию 139 скважин из бурения, в т.ч.
16 горизонтальных скважин с суммарной
добычей 1 867,4 тыс. тонн. Стартовый дебит
горизонтальных скважин более 100 т/сут.
Тобольский нефтехимический комплекс.
Строительство ЦГФУ-2
Вид на установку ЦГФУ-1 и производство бутадиена
Строительство комплекса начато в 1974 году.
Введено в строй в середине 80-х годов
ООО «Тобольск-Нефтехим» входит в состав
СИБУРа и является крупнейшим
предприятием по переработке
углеводородного сырья в Западной Сибири.
Производственные мощности включают в
себя:
• центральную газофракционирующую
установку (ЦГФУ-1) мощностью 3,8 млн. т
переработки ШФЛУ в год,
•
производство мономеров для выработки
синтетических каучуков — бутадиена (196
тыс. т в год) и изобутилена 83 тыс. т в год),
•
производство метил-трет-бутилового
эфира -150 тыс. т в год.
18 августа 2014 года введена в строй ЦГФУ-2,
общая входная мощность по сырью составила
6,6 млн.т/год
Тобольский нефтехимический комплекс.
Проект «Тобольск-Полимер»
Установка дегидрирования пропана
(получение пропилена)
В сентябре 2010 года ОАО «СИБУР» приступил к
строительству производства полипропилена на
площадке ТНХК.
Проектная мощность комплекса «ТобольскПолимер» по производству полипропилена
составляет 500 тысяч тонн в год. Реализация
проекта позволит ежегодно перерабатывать свыше
600 тыс. тонн пропана, производимого из попутного
нефтяного газа.
200 тысяч тонн реализация на территории РФ 300
тысяч тонн будет экспортироваться.
Ввод производства – март-апрель 2013 г.
Функционально комплекс состоит из двух
установок:
дегидрирования пропана;
полимеризации пропилена.
Установка полимеризации пропилена
(получение гранулированного
полипропилена)
В октябре 2013 года в присутствии Президента РФ В.В. Путина производство запущено в строй.
В 2014 году освоен выпуск 7 марок полипропилена, соответствующих маркам ведущих зарубежных производителей.
Тобольский нефтехимический комплекс. Проект «ЗапСибнефтехим»
ОАО «СИБУР» рассматривает возможность
строительства интегрированного нефтехимического
комплекса «ЗапСибНефтехим»
Проект предусматривает:
пиролизное производство 1,5 млн тонн этилена/год;
четыре установки по производству различных марок
полиэтилена общей мощностью 1,5 млн тонн/год;
установка по производству полипропилена на 500
тыс. тонн.
Показатели работы Тобольского НХК
после 2017 года
Входная мощность ТНХК
Производство продукции
Бутадиен
Изобутилен
млн.т
6,6
0,2
0,1
Метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ)
0,15
Этилен
Полиэтилен
Полипропилен
Прочие (СУГ, СПБТ)
Итого продукции
1,5
1,5
1,0
2,2
6,6
ОАО «Сибур» оценивает объем инвестиций в 256 млрд.руб. Компанией
на стадии предпроектных работ (FEED) выбраны основные лицензиары.
ОАО «Антипинский нефтеперерабатывающий завод» (АНПЗ)
I технологическая очередь:
Установки: ЭЛОУ-АТ-1, мощность 0,74 млн.т/год
ТСБ 52 000 м3. Глубина переработки: 55% - 57%.
II технологическая очередь (с мая 2010 г.):
Установки: ЭЛОУ-АТ-2, мощность 2,75 млн.т/год
С 2013 года мощность 4,2 млн.т/год
блок стабилизации бензинов, ТСБ на 120 000 м3
Глубина переработки: 57% - 60%.
III технологическая очередь:
1 этап III технологической очереди введена в январе 2014 г
установка ЭЛОУ-АТ-3 мощностью 3,5 млн. т/год,
мощность завода достигла 7,7 млн. тонн/год по сырью.
2 этап III технологической очереди, будет построена
установка гидроочистки дизельного топлива.
Срок реализации – 4 квартал 2014 г.
3 этап III технологической очереди ввод в эксплуатацию в 4
квартале 2015 года установки замедленного коксования
гудрона с блоком вакуумной перегонки мазута. В 2016 г. ввод
установки риформинга бензина с непрерывной
регенерацией катализатора и блоком изомеризации.
В 2017-2018 годах планируется ввод установки
гидрокрекинга вакуумного газойля.
С 2015 года глубина переработки достигнет 94%
В июне 2014 года на заводе введены в строй очистные
сооружения, отвечающие требованиям мировых
стандартов. Объем инвестиций составил 2 млрд.руб
ВЫВОДЫ:
•В ближайшей и долгосрочной перспективе на рассматриваемой территории будет
реализован ряд беспрецедентных по масштабу и применяемым технологиям
разработки проектов по добыче, транспортировке и переработке полезных ископаемых.
•Строительство и ввод в эксплуатацию новых трубопроводных мощностей, реализация
транспортных инфраструктурных проектов будут способствовать выполнению
государственных обязательств по поставкам углеводородов странам-потребителям, а
также содействовать выходу Российской Федерации на перспективные динамично
развивающиеся топливные рынки Восточной и Юго-Восточной Азии.
•Строительство и ввод предприятий по переработке углеводородов обеспечит
диверсификацию направлений использования углеводородного сырья.
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа