Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира
Подождите немного. Документ загружается.
351
(филиал Bharat Petroleum) в г. Голагхат, шт. Ассам мощностью 3 млн т/год.
Ряд проектов сдвинуты на более поздние сроки. Компания Essar Oil Ltd. планировала
ввод нового НПЗ мощностью 10,5 млн т/год в г. Вадинар близ Джамнагара, шт Гуджарат в
конце 2001 г. (первоначально планировался ввод в 1998 г., затем был перенесен на 1999 г.).
Часть акций этого предприятия предполагает купить Oman Oil Co. Однако проект пока не
реализован.
Компания Bharat Petroleum Corp. Ltd. намечала ввод своего НПЗ мощностью 7 млн
т/год в г. Султанпур, шт. Уттар-Прадеш в 2002 г. Проект пока не реализован. Отметим, что
один из участников этого проекта компания Shell вышла из него еще в 1998 г.. Второй
проект этой компании – НПЗ мощностью 6 млн т/год в г. Бина, шт. Мадхья-Прадеш был
отложен на более поздний срок – 2004 г.. Из этого проекта вышла компания Oman Oil Co.
Компания Nagarjuna Oil Corp. планировала ввести НПЗ мощностью 5 млн т/год в г.
Куддалор, шт. Тамил Наду в 2002 г. Проект еще не реализован. Отметим, что первоначально
этот проект планировался компанией Shell в немецком городе Вёрт. Акции этого
предприятия предполагает приобрести компания Indian Oil Corp. В свою очередь, компания
Indian Oil Corp. отодвинула на 2004 г. реализацию проекта НПЗ мощностью 9 млн т/год в г.
Пародии (шт. Орисса). Первоначально в состав консорциума, реализующего проект, входила
компания Kuweit Petroleum Corp., но вышла из него в 1999 г. Этот проект также пока не
реализован.
Компания Hindustan Petroleum Corp. также на более поздний срок (2004 г.) перенесла
ввод НПЗ мощностью 9 млн т/год в г. Бхатинда (шт.Пенджаб). Акции этого предприятия
предполагают купить компании Exxon Mobil Corp., Saudi Aramco и Total-Fina-Elf. Отложены
проекты НПЗ компаний Hundustan Petroleum Corp. Ltd мощностью 6 млн т/год в Ратнагине
(шт. Махараштра) и компании Indian Oil Corp. мощностью 8 млн т/год в Нагапаттинаме (шт.
Тамил Наду).
Из перечисленных планов создания новых НПЗ к 1.1.2006 г. были реализованы проекты
сооружения заводов компаний Mangalore Refinery в Мангануре (9,0 млн т/год), Kochi
Refinery в Амбаламугале (7,6 млн т/год). Но все же выдающимся достижением индийской
нефтеперерабатывающей промышленности следует считать ввод гигантского НПЗ компании
Reliance Petroleum Ltd. в Джамнагаре (33 млн т/год).
Кроме строительства новых осуществляется модернизация и расширение действующих
НПЗ. Компания Indian Oil Corp. в 2002 г. расширила мощности своего НПЗ в г. Койяли (шт.
Гуджарат) с 6,9 до 9 млн т/год; компания Kochi Refineries расширила в 2003 г. НПЗ в г.
Амбаламугал (шт. Керала) с 3,8 до 7,6 млн т/год; компания Chennai Refineries Ltd. в 2005 г.
расширит завод близ Мадраса с 3,2 до 4,8 млн т/год (этот завод уже сейчас снабжает
нефтепродуктами Южную Индию); компания Indian Oil Corp. строит: завод в Панипате (шт.
Арайяна), пуск в 2005 г., а также увеличила мощность завода в г. Барауни (шт. Бихар) с 2,1
до 3,3 млн т/год [302].
Пуск завода – совместного предприятия индийской компании Bharat и оманской Oman
Petroleum в г. Бине перенесен на 2007 г. Намечены реконструкции заводов компаний
Hindustan Petroleum в Момбае и Визакапатнаме и Indian Oil Corp. Ltd. в Халдии, Панипате и
Парадипе, а также компании Numaligarh Refinery в Ассаме.
Инвестиции в реконструкцию действующих и строительство новых НПЗ оценивались в
7–14 млрд долл. Ряд новых индийских НПЗ сооружают в комбинации с электростанциями,
энергоносителем для которых является продукт газификации тяжелых остатков [303].
Обращает на себя внимание широкое участие в проектах индийских НПЗ нефтяных
компаний ближневосточных стран, основных поставщиков нефти на индийские заводы.
Практически во все технологические схемы вновь создаваемых, а также действующих НПЗ в
Индии включены установки гидроочистки. В Индии с 1 апреля 1999 г. содержание серы в
дизельном топливе снижено до 0,25% (раньше был 1,0%). Однако не следует упускать из
вида, что по международным стандартам содержание серы в дизельном топливе не должно
превышать 0,05%; для индийских НПЗ это пока недостижимо.
352
Потребление нефтепродуктов в Индии в 2004 г. превысило 100 млн т, в т.ч. доля
бензина составила 40%, средних дистиллатов – 20%, котельного топлива – 15%, прочих
нефтепродуктов – 25%.
В данный параграф включен также обзор нефтеперерабатывающей промышленности
Австралии, которую по численности населения к гигантам никак не отнесешь, но поскольку
эта страна занимает целый континент, по размеру территории ее можно зачислить в разряд
гигантов.
Нефтеперерабатывающая промышленность Австралии достигла к 1.1.2006 г.
суммарной мощности 35,0 млн т/год. Средняя мощность семи австралийских НПЗ – 5,0 млн
т/год. По технологическому уровню близка к нефтепереработке Великобритании: удельный
вес четырех углубляющих процессов (каталитический крекинг, риформинг, гидрокрекинг,
алкилирование) – 61,5%, гидроочистки – 46,4%, коэффициент сложности (комплексности) –
6,5. Одна из крупнейших нефтеперерабатывающих компаний Австралии ВР Australia Ltd.
реконструирует свой НПЗ близ Брисбейна в юго-восточной части страны. Проект поддержан
правительством, необходимые средства (250 млн долларов) выделяет компания ВР Australia
Ltd. В ближайшее время ожидается объединение НПЗ компании Mobil Oil Australia в
Аделаиде и компании Shell Refining (Australia) pty в Сиднее и Гилонге, что позволит
увеличить прибыль нефтепереработчиков, испытывающих серьезную конкуренцию со
стороны импортеров автобензина. В перспективе ожидается рост мощностей НПЗ до 50 млн
т/год и существенное улучшение качества нефтепродуктов.
Кроме собственного континента австралийские компании простирают свои взоры и на
соседние страны. В частности, австралийская компания Inter Oil Corp. планирует
строительство НПЗ в Папуа – Новой Гвинее, стране, с которой в конце XIX века близко
познакомился русский путешественник Н.Н.Миклухо-Маклай и никого, кроме дикарей, не
встретил. Строительство НПЗ планируется в местечке Нэпа Нэпа на западном побережье
страны близ порта Морсби Харбор [304]. Завод мощностью 1,6 млн т/год, включающий в
свой состав установки риформинга, газоразделения, смешения для получения товарных
бензинов, предполагалось ввести в эксплуатацию во второй половине 2002 г. Однако к
1.1.2006 г. завод не был введен. Товарная продукция завода (сжиженный газ, нафта, бензин,
керосин, дизельное топливо, флотский мазут) после ввода НПЗ будет использоваться для
собственных нужд и экспорта.
4.4.5. Качество нефтепродуктов в Азиатско-Тихоокеанском регионе
Что касается изменений спецификаций качества нефтепродуктов в соответствии с
ужесточающимися требованиями охраны природы, то этот фактор для стран АТР
приобретает весьма важное значение. Объясняется это общемировой тенденцией увеличения
заботы о чистоте окружающей среды, результатами опыта развитых стран, добившихся в
этом отношении успехов и имеющих достижения в области облагораживания топлив, а
также тем, что борьба за улучшение окружающей среды имеет еще и политический аспект,
принося государственным деятелям и промышленной элите стран региона политический
капитал.
До конца века на рынке основных нефтепродуктов АТР преобладали продукты,
качественные характеристики которых с точки зрения повышенных экологических
требований недостаточны. В частности, высок удельный вес этилированного бензина. Лишь
в Японии, Южной Корее, восточной части Австралии, в Новой Зеландии доля
неэтилированного бензина находилась в интервале 90–100%. На о. Тайвань осуществляется
программа вывода из обращения этилированного бензина. В Таиланде, приморской части
Китая, на Филиппинах доля неэтилированного бензина составляла 50–90%. Малайзия, где
доля неэтилированного бензина в 1999 г. составляла 30%, в 2000 г. полностью отказалась от
свинцовых добавок к топливу. В Сингапуре доля этилированного бензина была снижена с
35% в 1997 г. до 10% в 2000 г. В Китае в 1999 г. в структуре выпускаемого бензина 44%
составлял этилированный бензин, однако к 2000 г его доля сокращена до 20%, а содержание
353
свинца в нем снижено до <0,1 г/л. В Пекине, Шанхае, Гуаньчжоу разрешено использовать
дизтопливо с содержанием серы 0,05%. В Индии в настоящее время еще потребляется
этилированный бензин, но согласно намечаемой программе развития НПЗ было намечено к
2005 г. иметь 100%-ный уровень производства неэтилированных бензинов [305].
Наряду с деятельностью по уменьшению содержания соединений свинца,
правительствами ряда стран региона проводится работа по ужесточению норм содержания в
бензине ароматических соединений, в том числе наиболее опасного – бензола, снижению
содержания серы, более жестким нормам по давлению насыщенных паров и выбросам
летучих компонентов.
Ужесточаются требования к качеству дизельного топлива, занимающего наибольший
удельный вес в структуре потребления моторных топлив в АТР. Основной качественный
показатель дизельного топлива, к которому приковано внимание, – это содержание в нем
серы. В настоящее время содержание серы в дизельном топливе в разных странах региона
различное, но в среднем оно составляет 0,34%. Предполагается снижение содержания серы
до 0,2%.
Нефтепереработчики Японии уже выпускают всё дизельное топливо с содержанием
серы 0,05%, а в Токио действует лимит в 0,005% серы. В 2008 г. этот лимит будет ужесточен
до 0,001%.. Южнокорейские нефтепереработчики от выпуска дизельного топлива с
содержанием серы 0,1% в настоящее время перешли на 100%-ный выпуск продукта с
содержанием серы ниже 0,05%. Аналогичные планы имеются в Таиланде и на Тайване. В
Индии, где доля высокосернистых дизельных топлив является преобладающей, разработана
программа ускоренного улучшения качества этого продукта. Согласно этой программе с 1
апреля 1999 г. содержание серы в дизельном топливе установлено на уровне не выше 0,25%.
Это, конечно, большой скачок, по сравнению с тем, что было раньше (1,0%), но явно не
дотягивает до международной нормы 0,05%, что создает в будущем для индийских
переработчиков массу трудностей.
Кроме показателя содержания серы, в ряде стран региона будет также регулироваться
величина цетанового числа дизельного топлива.
Возможно, что изменение спецификаций на дизельное топливо для некоторых стран
может привести к ситуации, когда новые требования не смогут быть выполнены. В этом
случае в дополнение к указанным должны будут построены еще мощности по гидроочистке.
Безусловно и то, что цены на дизельное топливо с улучшенными экологическими
характеристиками возрастут.
Страны АТР имеют в настоящее время дефицит в котельном топливе, составлявший в
1996 г. порядка 20 млн т и постепенно возросший к 2002 г.. Импортируемый в район мазут
отличается более высоким качеством, чем производимый в регионе. Пока требования к
качеству котельного топлива невысоки. В структуре спроса котельного топлива по основным
сферам (производство электроэнергии, внутреннее потребление на НПЗ, промышленное
потребление, стратегический запас), преобладают потребители, не предъявляющие высоких
требований к качеству мазута. Ожидается умеренный рост спроса на мазут. Вследствии
этого, можно предположить, что в ближайшие годы на рынке котельных топлив АТР
изменения в отношении качественных характеристик мазута не будут столь драматичны, как
в отношении дизельного топлива.
В целом, если оценивать тенденции изменения качества нефтепродуктов в АТР, можно
сказать, что многие страны региона взяли в качестве образца Японию и наметили
достижение в перспективе сегодняшних японских стандартов.
В заключение можно констатировать, что в нефтеперерабатывающей промышленности
и на рынках нефтепродуктов стран АТР произошли и будут в дальнейшем происходить
заметные изменения, вызванные влиянием более жестких экологических требований к
качеству нефтепродуктов. Производители, которые не поняли новой динамики требований к
качеству продукции и не приняли соответствующих решений, рискуют лишиться достойного
места на рынке нефтепродуктов.
354
В странах ATP, как и во всем мире, в деле повышения качества нефтепродуктов
происходит революция, которую можно назвать «чистой революцией». Для большинства
нефтепереработчиков региона, как это уже было для их коллег в развитых странах,
необходимость улучшения качества нефтепродуктов в соответствии с требованиями по
охране окружающей среды не прихоть, а экономическая реальность. Те, кто вовремя
переориентирует производство на выпуск экологически более чистых продуктов, будет
иметь успех в будущем. У таких производителей расширятся границы рынка, создадутся
благоприятные возможности для экспорта, появится перспектива конкурировать с
импортными нефтепродуктами. Многим нефтепереработчикам придется пойти на
значительные капиталовложения, но это лучше, чем оказаться ни с чем после
законодательного введения жестких экологических нормативов.
4.5. Развитие нефтеперерабатывающей промышленности в
странах Ближнего и Среднего Востока
Нефтеперерабатывающая промышленность стран региона Ближнего и Среднего
Востока
1
развивалась в последние годы достаточно энергично (табл.4.53).
Таблица 4.53
Характеристика нефтеперерабатывающей промышленности региона Ближнего и Среднего Востока на
1.1 каждого года[224–234]
Показатели 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2003 2006
Число НПЗ 42 42 42 42 44 44 45 45 46 42
Мощность НПЗ, млн т/год,
на 1.1. каждого года
252,6 263,9 265,9 271,1 283,1 289,1 297,4 299,6 315,9 351,6
Средняя мощность НПЗ,
млн т/год
6,01 6,28 6,33 6,45 6,43 6,57 6,61 6,66 6,87 8,37
Доля в мировых
мощностях, %
6,90 7,11 7,14 7,13 7,23 7,20 7,30 7,37 7,72 8,26
Мощности арабских НПЗ в конце 2000 г. составляли 300 млн.т/год.
Нефтепереработка стран Ближнего и Среднего Востока является неглубокой:
суммарная доля вторичных процессов по отношению к мощностям первичной перегонки
составила на 1.1.2003 г. 24,9%, а на 1.1.2006 г. – 22,8%. Степень сложности и комплексности
НПЗ региона Ближнего и Среднего Востока также невысокая: индекс Нельсона составляет
4,2 (в целом по миру 5,9, в США – 9,5) [248]. В 1995 г. степень использования мощностей
НПЗ составляла 87,1%, в 2005 г. – снизилась до 83,0%.
Ниже более подробно рассматривается нефтеперерабатывающая промышленность
Ближнего Востока (Саудовской Аравии, Кувейта, ОАЭ, Бахрейна, Катара, Омана), стран,
объединенных в организацию стран Залива GCC (Gulf Cooperation Council). Основные
характеристики нефтепереработки в странах, где правят шейхи, приведены в табл.4.54.
Таблица 4.54
Мощности НПЗ в отдельных странах Ближнего Востока (на 1.1.2000 г. и на 1.1.2006 г. (млн т) [231, 234].
Страны
Число НПЗ
Мощность
НПЗ
Мощности вторичных процессов*
КК КР ГК Кокс ГО
2000 2006 2000 2006 2000 2006 2000 2006 2000 2006 2000 2006 2000 2006
Саудовская
Аравия
8 7 87,3 104,8 5,4 5,2 8,3 9,7 6,9 6,6 – – 27,7 27,7
Кувейт 3 3 38,2 44,5 2,1 1,8 0,6 2,3 8,3 5,8 3,5 1,0 21,4 29,4
ОАЭ 4 5 22,2 39,1 1,0 1,7 0,6 1,3 1,6 1,6 – – 6,5 7,9
Бахрейн 1 1 12,4 12,7 2,1 1,9 0,7 0,5 2,5 2,4 – – 2,0 1,7
Катар 1 1 2,9 10,0 – 3,0 0,6 1,5 – 1,0 – – 2,0 2,0
Оман 1 1 4,3 4,3 – – 0,7 0,8 – – – – 1,0 1,0
Итого 18 18 167,3 215,4 10,6 13,6 11,5 16,1 19,3 17,4 3,5 1,0 60,6 69,7
1
в перечень стран региона входят: Саудовская Аравия, Кувейт, Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ),
Бахрейн, Катар, Оман, Иран, Ирак, Сирия, Иордания, Йемен.
355
* КК – каталитический крекинг; КР – каталитический риформинг; ГК – гидрокрекинг; Кокс – коксование;
ГО – гидроочистка.
Страны региона Ближнего Востока при численности населения, составляющей 1,5%
населения мира, контролируют 43% мировых запасов нефти, добывают 22% всей нефти в
мире. Мощности НПЗ региона на 1.1.2006 г. составляли 8,3% от мировых мощностей,
причем по каталитическому крекингу всего 5,1% от мировых мощностей по этому процессу,
каталитическому риформингу – 9,3%, по процессу гидрокрекинга – 8,4% [232].
Конверсионные мощности НПЗ стран региона составляют 22,8% от мощностей по
прямой перегонке нефти, а мощности по гидроочистке – 29,2%. Индекс комплексности
(Нельсона) НПЗ региона составлял в начале века 5,19, причем на заводах Кувейта он
достигал 8,19 [248].
Средняя мощность НПЗ региона составляла на 1.1.2000 г. 7,3 млн т, средний выход
бензина – 11,8%, нафты – 10,2%, керосина и реактивных топлив – 12,3%, газойля – 27,9%,
мазута – 28,8%. На 1.1.2006 г. средняя мощность НПЗ составила 8,3 млн т/год, а выходы
нефтепродуктов сохранились на уровне 2000 г.
В перечень 25 самых крупных в 2005 г. нефтегазовых компаний мира по мощностям
нефтепереработки вошли: Saudi Aramco (Саудовская Аравия) – 10-я, National Iranian Oil Со.
(Иран) – 14-я, Kuweit National Petroleum Со. – 19-ая. [234].
Среди 20 самых крупных в мире НПЗ в 2005 г. заводы компании Saudi Aramco Oil Co. в
г. Рас-Танура, Рабиг и Янбу (соответственно 27,5, 20,0 и 20,0 млн т/год, занимают 7-е, 19-е и
20-е места, а завод компании Kuweit Petroleum Corp. в Мина-Аль-Ахмади (22,2 млн т/год) –
14-е место.
За период с 1980 г. мощности НПЗ региона возросли с 86,5 млн т/год до 160,7 млн т в
1997 г., в 2005 г. – до 351,6 млн т/год [234].
Значительная часть производимой на НПЗ Ближнего Востока продукции идет на
экспорт. Экспортом можно считать заправку танкеров различных стран в портах
Персидского залива и Красного моря. Однако достаточно быстро растет и внутренний спрос.
В среднем за период 1970–2002 гг. прирост внутреннего спроса на нефтепродукты составлял
4,8 млн т/год; в последние годы прирост составил уже 5,2 млн т/год.
Экспорт нефтепродуктов из региона с 70 млн т в 1994 г. возрос до 95 млн т в 2000 г.,
100 млн т в 2002 г. Предполагалось, что экспорт нефтепродуктов из региона составит в 2005
г. – 120 млн т., фактически он составил 119 млн т [6 ].
Характеристики основных НПЗ стран Ближнего Востока приведены ниже.
Старейшим заводом по переработке нефти в Саудовской Аравии является НПЗ в г.
Рас-Таннура, расположенном на побережье Персидского залива. Завод, принадлежащий
государственной компании Saudi Aramco, был построен в 1945 г., имел мощность 2,5
млн.т/год. Модернизация завода была проведена в 80-е годы. В 1990 г. на заводе был
грандиозный пожар. В 2002 г. мощность НПЗ достигла 15,0 млн т/год. Имеются установки
вакуумной перегонки 6,8 млн т/год, каталитического риформинга 2,7 млн т/год,
гидроочистки – 2,7 млн т/год, гидрокрекинга – 2,2 млн т/год. Выход автобензина на
переработанную нефть составляет 11,3%, нафты – 6,6%, среднедистиллятных фракций –
8,5%, газойля – 30,2%, мазута – 35,8%. Разработана обширная программа модернизации,
оцениваемая в 1 млрд долл. В состав вновь вводимых установок вошёл каталитический
крекинг мощностью 2,0 млн т/год: расширяются мощности по гидроочистке [230, 306]. На
1.1.2006 г. мощность НПЗ в г. Рас-Танура достигла 27,5 млн т/год [234].
Вторым по срокам ввода заводом компании Saudi Aramco в Саудовской Аравии
является НПЗ в г. Джидда, расположенный на побережье Красного моря. Пуск состоялся в
1968 г. Первоначальная мощность завода 3 млн т /год была в 1978 г. увеличена до 5 млн
т/год. В настоящее время мощность НПЗ в г. Джидда составляет 4,3 млн т/год. В состав
завода входят установки вакуумной neper онки мощностью 1,7 млн т/год, каталитического
крекинга 0,7 млн т/год, каталитического риформинга – 0,15 млн т/год, гидрокрекинга – 0,5
млн т/год, гидроочистки – 0,15 млн т/год. Выход бензина на переработанную нефть
356
составляет 11,1%, нафты – 10,1%, газойля – 27,8%, мазута – 27,7%. Программой
модернизации завода было предусмотрено расширение установки гидроочистки до 1,0 млн
т/год с целью получения низкосернистых среднедистиллятных фракций, однако пока эта
программа не реализована[245, 306].
Завод компании Saudi Aramco, расположенный недалеко от столицы королевства Эль-
Рияда, был пущен в 1975 г. и имеет в настоящее время мощность 6,0 млн т/год. Нефть на
НПЗ поступает с месторождения Хураис по нефтепроводу длиной 140 км. На НПЗ имеются
установки вакуумной дистиляции мощностью 2,6 млн т/год, каталитического риформинга 1,8
млн т/год, гидрокрекинга – 1,7 млн т/год, гидроочистки 1,7 млн т/год. Выход бензина на
переработанную нефть составляет 28,9 %, среднедистиллятных фракций – 9,2%, газойля –
35,3%. В настоящее время на заводе проведена реконструкция, которая завершилась в 2000 г.
Основная цель реконструкции – улучшение качества автобензина [232, 306]. В 2006 г.
должны быть закончены проектные работы по крупнейшей установке гидрокрекинга [245].
Еще один НПЗ компании Saudi Aramco в г.Янбу на побережье Красного моря был
пущен в 1983 г. В настоящее время его мощность 11,8 млн т/год. Имеет установку
каталитического риформинга мощностью 1,75 млн т/год и гидроочистки аналогичной
мощности. Производит 1,2 млн т премиального автобензина, 2,85 млн т дизельного и 0,6 млн
т реактивного топлива, а также 3,75 млн т котельного топлива и флотского мазута. В
программе модернизации НПЗ – сооружение установки гидрокрекинга мощностью 2,0 млн
т/год и изомеризации 0,35 млн т/год, а также расширение установки гидроочистки [232, 306].
В г. Янбу расположен также НПЗ, принадлежащий компаниям Saudi Aramco и Mobil
(США). Этот целиком ориентированный на экспорт крупный НПЗ был построен в 1984 г. В
настоящее время его мощность составляет 20,0 млн т/год. В составе НПЗ установки
вакуумной дистилляции 7,1 млн т/год, термокрекинга – 2,3 млн т/год, каталитического
крекинга – 4,5 млн т/год, каталитического риформинга – 2,3 млн т/год, гидроочистки – 3,7
млн т/год, алкилирования – 1,2 млн т/год, изомеризации – 1,0 млн т/год. Здесь же имеются
крупные мощности по производству высокооктановой кислородсодержащей добавки к
бензину – МТБЭ (800 тыс.т/год). Выход бензина на перерабатываемую нефть на НПЗ
составляет 30,2%, средних дистиллятов – 12,5%, газойля – 26,4%, мазута – 22,9%. На заводе
предусмотрено расширение установки гидроочистки на 4,8 млн т/год [232, 306], риформинга
– 2,0 млн т/год, изомеризации – 0,75 млн т/год.
Крупный НПЗ компании Saudi Aramco в г.Рабиг на побережье Красного моря пущен в
1985 г., однако начал работать в 1990 г. Его мощность в настоящее время составляет 20,0 млн
т/год. Имеет установку гидроочистки мощностью 1,75 млн т/год, риформинга 1,68 млн т/год,
производит нафту, среднедистиллятные фракции, котельное топливо. Программа обновления
НПЗ началась в 1998 г. В программе – сооружение установок вакуумной дистилляции
мощностью 8,6 млн т, каталитического риформинга – 2,75 млн т/год, висбрекинга – 3,15 млн
т/год. Суммарная стоимость намечаемого расширения – 1,8 млрд долл. [269].
Крупный НПЗ в Саудовской Аравии, принадлежащий совместно компаниям Saudi
Aramco и Shell, был пущен в 1985 г. в расположенном на берегу Персидского залива г.Эль-
Джубейль, центре нефтехимической промышленности королевства. Мощность НПЗ – 15,2
млн т/год. В состав НПЗ входят установки вакуумной дистилляции мощностью 4,2 млн т/год,
термокрекинга – 1,6 млн т/год, каталитического риформинга – 0,95 млн т/год, гидрокрекинга
– 2,2 млн т/год, гидрооблагораживания тяжелых остатков – 2,45 млн т/год, гидроочистки –
0,95 млн т/год, получения ароматических углеводородов – 0,29 млн т/год . Выход бензина на
переработанную нефть составляет 2,8%, нафты 15,3%, среднедистиллятных фракций 15,6%,
газойля 29%, мазута 28,4%. На заводе получают бензол, используемый на нефтехимических
предприятиях государственного концерна SABIC. Здесь намечено строительство установок
висбрекинга и термического крекинга с комбинированным энергетическим циклом [232, 269,
306], а также завершено строительство установки по производству МТБЭ мощностью 75
тыс.т/год [245].
В Саудовской Аравии имелся еще небольшой НПЗ компании Arabian Oil Со. в г.Рас-
357
Эль-Кафья мощностью 1,5 млн т. Завод был построен в 1966 г. Здесь нефть
перерабатывалась в нафту, среднедистиллятные фракции и котельное топливо, которые в
основном экспортировались в Японию. Разрабатывались планы увеличения мощности завода
до 9 млн т/год [232, 269], однако по экономическим соображениям завод был выведен из
строя.
Все три НПЗ в Кувейте мощностью 44,5 млн т/год на 1.1.2006 г. принадлежат
государственной компании Kuweit National Petroleum Co. До войны с Ираком считались
одними из современных в мире. В их сооружение были вложены огромные средства.
Первым из построенных в Кувейте НПЗ является завод в г. Мина-Эль-Ахмади (пуск в
1949 г.). Первоначальная мощность – 2,25 млн т/год. К 1989 г. мощность достигла 18,5 млн
т/год. Во время войны с Ираком завод был разрушен. В настоящее время полностью
восстановлен. Мощность НПЗ – 22,1 млн т/год. В его состав входят установки вакуумной
дистилляции 4,1 млн т/год, каталитического крекинга – 1,9 млн т/год, каталитического
риформинга – 1,7 млн т/год, гидрокрекинга – 1,8 млн т/год, гидрооблагораживания тяжелых
остатков 6,25 млн т/год, гидроочистки – 1,8 млн т/год. Выход бензина на переработанную
нефть составляет 11%, нафты – 12%, среднедистиллятных фракций 9%, газойля – 21%,
мазута – 32%.
Программой реконструкции завода в Мина-Эль-Ахмади предусмотрено увеличение
мощности каталитического крекинга до 5 млн т/год, строительство новой установки
алкилирования мощностью 0,225 млн т/год, каталитической гидроочистки мощностью 3,5
млн т/год и производства МТБЭ мощностью 65 тыс.т/год [248, 269, 306].
С 1958 г. работает НПЗ в г. Мина-Абдулла. Первоначальная мощность завода,
перерабатывающего тяжелую высокосернистую кувейтскую нефть, составляла 1,5 млн т/год.
После войны в Персидском заливе завод перерабатывал 5 млн т нефти в год. К настоящему
времени мощность увеличена до 12,7 млн т/год. В состав НПЗ входят установки
гидрокрекинга мощностью 1,9 млн т/год, замедленного коксования 3,0 млн т/год,
гидрооблагораживания тяжелых остатков 4,8 млн т/год. Выход нафты составляет 22% от
переработанной нефти, среднедистиллятных фракций – 26%, газойля – 32,0%, мазута – 6%.
Производится также кокс [232, 306].
На заводе в Мина-Абдулла строится установка вакуумной дистилляции мощностью 1,5
млн т стоимостью 23 млн долл. Модернизация НПЗ направлена, в основном, на возможность
получения низкосернистого котельного топлива для электростанций, предприятий тяжелой
промышленности и непосредственно как топлива [234]. На НПЗ с целью улучшения
экологических характеристик топлив в 2006 г. должно быть завершено строительство
установки десульфуризации мощностью 0,9 млн т/год.
Завод в г. Эш-Шуайба, построенный в 1968 г., имел в свое время самую большую в
мире установку гидроочистки. Завод был разрушен во время войны с Ираком, но в
настоящее время восстановлен. Сегодняшняя мощность НПЗ в г.Эш-Шуайба – 9,5 млн т/год.
Здесь имеется крупная установка гидрокрекинга 2 млн т/год, облагораживания
высокосернистого газойля 2,1 млнт/год. Выход автобензина составляет 7% на
перерабатываемую нефть, нафты – 14%, среднедистиллятных фракций – 15%, газойля – 35%,
мазута – 23% [104]. В районе Шуайба планируется в 2009 г. пустить в эксплуатацию новый
НПЗ мощностью 21,6 млн т/год [234]. НПЗ Кувейта связаны между собой
продуктопроводами и образуют интегрированный комплекс для обеспечения рынка.
В Объединенных Арабских Эмиратах имеется 5 НПЗ. Завод в г. Рувайс (эмират Абу-
Даби) государственной компании Abu Dhabi National Oil Co., построенный в 1981 г., имеет
мощность 7,3 млн т/год. В его составе установки: вакуумной дистилляции – 2,8 млн т/год,
каталитического риформинга 0,85 млн т/год, гидрокрекинга 1,35 млн т/год, гидроочистки 2,0
млн т/год. Выход бензина составляет 12,4% на перерабатываемую нефть, нафты – 6,7%,
среднедистиллятных фракций – 21,6%, газойля – 37,7%, мазута – 13,4%. Проектировалось
увеличение мощности НПЗ до 8 млн т/год, гидрокрекинга до 2,8 млн т/год. Вторым этапом
реконструкции НПЗ в г. Рувайс было сооружение двух линий по переработке газового
358
конденсата суммарной мощностью около 7 млн т/год. Программа создания мощностей по
переработке газового конденсата на НПЗ в г.Рувайс оценивается в 1,3 млрд долл.[232, 269,
306]. В настоящее время (на 1.1.2006 г.) мощность НПЗ составляет 17,5 млн т/год [234].
Поскольку глубина переработки на НПЗ в г. Рувайс низкая и качество нефтепродуктов
невысокое, запланировано создание ряда новых установок, в частности, гидроочистки – 0,95,
0,6 и 0,75 млн т/год, изомеризации – 0,95 млн т/год [245].
Завод компании Abu Dhabi National Oil Co. в г. Умм-Эль-Нар построен в 1985 г. вместо
старого завода, эксплуатировавшегося с середины 70-х годов. В настоящее время имеет
мощность 7,5 млн т/год и включает в свой состав установки каталитического риформинга
мощностью 0,63 млн т/год и гидроочистки 1,2 млн т/год. Выход бензина составляет 20,4% на
перерабатываемую нефть, среднедистиллятных фракций – 9,4%, газойля – 29,4%, мазута –
36,2% [232, 306].
Третий кувейтский НПЗ фирмы Metro Oil Co. в г. Эль-Фуджайра (эмират Эль-
Фуджайра) имеет мощность 4,5 млн т/год.
Четвертый завод компании Emirates National Oil Co. в г. Джебел-Али (эмират Дубай)
имеет мощность 6 млн т/год. Имеется еще завод компании Sharjah Oil Refining Co., Ltd в
Хамрияке Эмират Шарджа). Его мощность 3,6 млн т/год [232].
Старейшим в регионе является НПЗ в г.Ситра (Бахрейн), построенный еще до Второй
мировой войны (1936 г.). В настоящее время 60% акций завода принадлежат
государственной компании Bahrain Petroleum Со. и 40% – Caltex (США). Однако Caltex
заявил о прекращении своей деятельности на этом заводе, поэтому он полностью перешел в
государственную собственность Бахрейна. В настоящее время мощность НПЗ в г. Ситра
составляет 12,7 млн т/год. В состав завода входят установки вакуумной дистилляции
мощностью 4,5 млн т/год, каталитического крекинга мощностью 2,1 млн т/год,
гидрокрекинга 2,43 млн т/год, термокрекинга 1,0 млн т/год, каталитического риформинга
0,75 млн т/год, гидроочистки 1,8 млн т/год. Выход бензина составляет 7,9% от
перерабатываемой нефти, нафты – 10,8%, средних дистиллятов – 16,7%, газойля – 29,2%,
мазута – 29,1%. Поскольку внутреннее потребление нефтепродуктов в Бахрейне
незначительно (0,5 млн т/год), то основная продукция НПЗ (~12 млн т/год) отправляется на
экспорт в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. План реконструкции НПЗ в г. Ситра
стал осуществляться в 1986 г. Основная идея реконструкции заключалась в снижении
выпуска мазута и увеличении выхода высококачественного бензина. С этой целью
планируется ввести новую установку риформинга мощностью 0,9 млн т/год и производство
МТБЭ мощностью 37,5 тыс.т/год [232, 306]. Имелось намерение ввести в 2002 г. установку
по гидроочистке дизельного топлива мощностью 3,5 млн т/год, однако этот проект пока не
реализован.
В Катаре (г.Умм-Саид) имеется НПЗ фирмы National Oil Distribution Co. (дочерняя от
государственной компании Qatar General Petroleum Corp.). Завод был построен в 60-е годы и
имел первоначально мощность 0,65 млн т/год. В 1983 г. здесь была пущена вторая очередь
завода мощностью 2,9 млн т/год, которая включает в себя установки каталитического
риформинга мощностью 0,55 млн т/год, изомеризации 0,175 млн т/год, гидроочистки 2,0 млн
т/год. Выход бензина составляет 21,9% на переработанную нефть, среднедистиллятных
фракций – 10,3%, газойля – 33%, мазута – 28%.
В программе модернизации завода, осуществляемой совместно с немецкой компанией
Lurgi AG и южнокорейской LG International, было предусмотрено увеличение мощности по
прямой перегонке нефти на 25%, сооружение установки каталитического крекинга
мощностью 1,0 млн т/год. Государственная компания Qatar General Petroleum Corp.
организовала на заводе в Умм-Саиде переработку газового конденсата с гигантского
месторождения Норт Филд (вместо того, чтобы экспортировать газовый конденсат).
Мощность двух линий по переработке конденсата – 3,25 млн т/год. В составе объектов также
установки гидроочистки мощностью 1 млн т/год, каталитического риформинга – 0,8 млн
т/год и изомеризации – 0,87 млн т/год. Стоимость реконструкции – 800 млн долл. [232, 306,
359
307]. В конце 2005 г. мощность НПЗ в Умм-Саиде составляла 10 млн т/год [234].
В Омане имеется завод государственной компании Ministry of Petroleum and Minerals.
Завод, расположенный в г. Мина-Эль-Фахал, был пущен в 1982 г. В настоящее время имеет
мощность 4,2 млн т/год. Оператором завода является американская фирма Ashland Petroleum.
В составе завода имеется установка каталитического риформинга мощностью 0,8 млн т/год,
на которой получают неэтилированный бензин. Дальнейшее расширение завода
сдерживается из-за ограниченности промышленной площадки, однако намечен ввод
небольшой установки изомеризации. В перспективе в Омане проектируется создание еще
одного НПЗ мощностью 2,5 млн т/год, сырьем для которого будет мазут с завода в Мина-
Эль-Фахал. Ориентировочная стоимость нового НПЗ – 500 млн долл. [232, 269, 306].
Из всех перечисленных проектов реконструкции и расширения мощностей НПЗ
наибольшее впечатление производит программа модернизации нефтеперерабатывающей
отрасли Саудовской Аравии. Рассчитанная на 10–12 лет, эта программа суммарно
оценивается в 16 млрд долл. В результате ее реализации предполагалось, что Саудовская
Аравия станет одной из крупных нефтеперерабатывающих стран мира.
Однако ряд проектов по финансовым соображениям были отложены или реализуются с
задержками. Тем не менее нефтегазовые компании ближневосточных стран готовы
вкладывать деньги как в реализацию программы модернизации НПЗ на собственной
территории, так и в приобретение активов нефтяных компаний других стран и строительство
НПЗ в регионах, куда в наибольших размерах экспортируется их продукция – на
индостанском полуострове и в странах Юго-Восточной Азии. В частности, компания Kuweit
National Petroleum Co. собирается инвестировать средства в строительство НПЗ в Индии (шт.
Орисса), совместно с индийской компанией Indian Oil Corp. (мощностью 9,2 млн т/год,
стоимость 2,6 млрд долл]. Она же подписала протокол о намерениях с Пакистаном о
строительстве НПЗ. Компания Saudi Aramco инвестирует увеличение мощностей НПЗ на
Филиппинах и в перспективе намечает создать СП по переработке нефти с Китаем,
Индонезией и Японией [307, 308].
Нефтеперерабатывающая промышленность региона является экспортно-
ориентированной.
Важнейшей проблемой для нефтепереработки региона, продиктованной
соображениями экологии, является улучшение качества нефтепродуктов. Актуальнейшее
значение имеет переход на выпуск неэтилированного бензина. До сравнительно недавнего
времени практически весь бензин в странах Ближнего Востока выпускался в виде
этилированного бензина. Хотя со временем степень содержания тетраэтилсвинца (ТЭС) в
автобензине, выпускаемом НПЗ ближневосточных стран, снижалась, но отставание от
требований времени было заметным. Стремление улучшить экологическую ситуацию в
городах региона, а также рост требований к качеству моторных топлив в странах-импортерах
вынуждают принимать меры по модернизации НПЗ, о которых было сказано выше. Лидером
региона, как и в добыче нефти, является Саудовская Аравия.
Из других стран региона Ближнего и Среднего Востока значительными мощностями по
переработке нефти обладает Иран. Здесь еще в 1912 г. был построен первый на Востоке
нефтеперерабатывающий завод в г. Ибадан. Сейчас этот НПЗ входит в число крупнейших
заводов мира (мощность 17,5 млн т/год), а иранская национальная нефтяная компания
(NIOC) – владелец всех НПЗ – занимала в 2005 г. четырнадцатое место в мире. Суммарная
мощность 9 иранских НПЗ – 72,6 млн т/год, средняя мощность – 8,1 млн т/год (на 1.1.2006
г.). Мощности установок вакуумной дистилляции – 28,0 млн т/год, термических процессов –
16,2 млн т/год, каталитического крекинга – 1,8 млн т/год, каталитического риформинга – 8,2
млн т/год, гидрокрекинга – 6,8 млн т/год, гидроочистки – 9 млн т/год. Заводы Ирана
производят 0,9 млн т/год масел, 0,17 млн т/год серы. Удельный вес процессов
каталитического крекинга, риформинга и гидрокрекинга – 23,2%, гидроочистки – всего
12,4% [232–234].
Нефтеперерабатывающая промышленность Ирана имеет обширные планы
360
реконструкции и развития. Компания NIOC планирует осуществить модернизацию и
реконструкцию старейшего завода в Ибадане, а именно, расширить установку
каталитического крекинга на 1,5 млн т/год, построить новые установки вакуумной
дистилляции – 3,5 млн т/год, висбрекинга – 1,3 млн т/год, каталитического риформинга – 0,3
млн т/год. В 2003 г. планировался ввод нового НПЗ на о. Кешм. Предполагалось, что
строительство этого НПЗ обойдется в 1 млрд долл., причем 30% должна была внести NIOC,
70% – иностранные инвесторы. Для улучшения качественных характеристик моторных
топлив предполагается строительство установок гидроочистки моторных топлив,
каталитического риформинга и изомеризации на НПЗ в Тегеране и Тебризе. Однако проекты
еще не реализованы.
Компания PIDMCO в центре иранской нефтехимии г. Бандар-Аббасе планирует ввести
ряд перерабатывающих мощностей (риформинг, гидроочистка, изомеризация, производство
ароматических углеводородов) [262]. В 2005 г. были закончены проектные работы по
сооружению установок каталитического риформинга и гидроочистки на заводе в г. Арак.
Нефтеперерабатывающая промышленность Ирака еще не оправилась от последствий
операции «Буря в пустыне», последующих бомбардировок американской авиации, войны
2003 г., американского вторжения. Современная мощность 8 иракских НПЗ – 20,0 млн т/год.
Имеются мощности по каталитическому риформингу – 4,1 млн т/год, гидрокрекингу – 3,9
млн т/год, гидроочистке – 14,2 млн т/год, производству масел – 0,5 млн т/год, битума – 0,3
млн т/год [232]. Однако эти данные характеризуют номинальные мощности.
Крупнейший иракский НПЗ расположен в г. Байджи, его мощность 15,5 млн т/год и
здесь имеются небольшие мощности вторичных процессов. Два других НПЗ в Басре и Дауре
имеют мощности соответственно 7,0 и 5,0 млн т/год. Остальные НПЗ – мелкие. В 2002 г. на
иракских НПЗ было произведено 4,8 млн т автобензина, 7,5 млн т средних дистиллятов, 2,2
млн т асфальта, 9,0 млн т котельного топлива [310]. Сведений о современном состоянии
иракских НПЗ нет. По-видимому, состояние иракских НПЗ вызывает тревогу. В этой связи
понятно стремление инженерной части американских войск в Ираке соорудить в 2009 г.
новый НПЗ мощностью 12,5 млн т/год [245].
Страны Ближнего Востока из простого источника добычи и экспорта нефти и газа
превращаются в источник экспорта высококачественных нефтепродуктов и продукции
нефтехимического синтеза. Почти каждая страна этого региона теперь имеет свою
нефтеперерабатывающую промышленность, часто интегрированную с другими отраслями
промышленности, в частности, с газоперерабатывающей промышленностью, производством
электроэнергии или нефтехимической промышленностью.
Нефтеперерабатывающая промышленность стран этого региона успешно
удовлетворяет внутренний спрос на моторные топлива и конкурирует на заморских рынках.
4.6. Нефтеперерабатывающая промышленность Африки
Африканский континент не обделен запасами нефти и газа. Доказанные запасы нефти
составляли в 2005 г. около 15,2 млрд т, а природного газа – 14,4 трлн куб.м. Наиболее
крупными нефтегазодобывающими странами в Африке являются Алжир (добыча нефти в
2005 г. – 86,5 млн т., природного газа – 87,8 млрд куб.м), Египет (добыча нефти 33,9 млн т,
природного газа 34,7 млрд м
3
), Ливия (добыча нефти – 80,1 млн т, природного газа – 11,7
млрд м
3
), Нигерия (добыча нефти – 125,4 млн т, природного газа – 21,8 млрд м
3
), Ангола
(добыча нефти – 61,2 млн т). Суммарная добыча нефти в Африке составила в 2005 г. 467,1
млн т, природного газа – 163,0 млрд м
3
. Примерно 74% нефти и 55% природного газа (в т.ч. в
виде сжиженного) экспортируется [6].
Несмотря на благоприятные сырьевые возможности, нефтеперерабатывающая
промышленность Африки в последние годы развивалась медленно, о чем свидетельствуют
данные в табл. 4.55.