Нефтеперерабатывающая промышленность стран региона Ближнего и Среднего Востока развивалась в последние годы достаточно энергично (табл.4). В перечень стран региона входят: Саудовская Аравия, Кувейт, Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ), Бахрейн, Катар, Оман, Иран, Ирак, Сирия, Турция, Иордания, Йемен.
Таблица 4.
Характеристика нефтеперерабатывающей промышленности региона Ближнего и Среднего Востока. на 01.01. каждого года. |Показатель |1994 |1995 |1996 |1997 |1998 | |Число НПЗ |42 |42 |42 |42 |44 | |Мощность НПЗ, млн. т |252.6 |263.6 |265.9 |271.1 |283.1 | |Средняя мощность НПЗ, |6.01 |6.28 |6.33 |6.45 |6.43 | |млн. т | | | | | | |Доля в мировых мощностях,|6.90 |7.11 |7.14 |7.13 |7.23 | |% | | | | | |
Мощность арабских НПЗ к 2000 году должна возрасти до 3000 млн. т/год, если будут реализованы все намечаемые проекты.
Нефтепереработка стран Ближнего и Среднего Востока является неглубокой: суммарная доля вторичных процессов по отношению к мощностям первичной перегонки составила на 1.01.98г. 32% (в среднем по миру – 36,9%). Степень сложности и комплексности НПЗ региона Ближнего и Среднего Востока также невысокая. Страны региона Ближнего Востока при численности населения, составляющей 1,5% населения мира, контролируют 43% мировых запасов нефти, добывают 22% всей нефти в мире, перерабатывают 8,3% от всей переработанной нефти. Мощности НПЗ региона составляют 4,1% от мировых мощностей, причем по каталитическому крекингу всего 2,1%, каталитическому риформингу – 2,9%, по процессу гидрокрекинга – 9,1%, гидроочистки – 12,1%.
Таблица 5.
Мощности НПЗ в странах Ближнего Востока, (млн. т). на 01.01.98 г. |Страна |Чис-л|Мощ-ность |Мощность вторичных процессов | | |о | | | | | | |КК |КР |ГК |Кокс |ГО |ГОБ | |Саудовская Аравия| 8 | 82,5 |5,2 |9,7 |4,4 | - |25,2|2,5 | | |3 |44,3 |1,9 |2,4 |8,0 |0,9 | |11,0| |Кувейт |3 |14,3 |- |1,5 |1,3 |- |13,5| | |ОАЭ |1 |12,4 |2,1 |0,8 |2,4 |- | |13,5| |Бахрейн |1 |2,9 |- |0,6 |- |- |5,8 | | |Катар |1 |4,3 |- |0,8 |- |- |1,8 |- | |Оман | | | | | | |2,0 |- | | | | | | | | |1,0 |- | |Итого |17 | 160,7 |9,2 |15,8|16,1|0,9 |49,3|27,0|
КК - каталитический крекинг; КР – каталитический риформинг; ГК – гидрокрекинг; Кокс – коксование;
ГО – гидроочистка; ГОБ – гидрооблагораживание;
Конверсионные мощности НПЗ стран региона составляют 29,2% от мощностей по прямой перегонке нефти. Индекс комплексности (Нельсона) НПЗ составляет 5,19, причем на заводах Кувейта он достигает 8,19. Средняя мощность НПЗ региона составляет 9,4 млн. т, средний выход бензина составляет 11,8%, нафты – 10,2%, керосина и реактивных топлив – 12,3%, газойля – 27,9%, мазута – 28,8%.
В перечень 25 самых крупных в 1997 г. нефтегазовых компаний мира входят: Saudi Aramco, Kuweit National Petroleum Co. Их активы составили соответственно 88,1 и 56,9 млрд. долл. Среди самых крупных в мире НПЗ
12-е место занимает завод компании Kuweit National Petroleum Co. В Мина Эль Ахмади – 21,8 млн. т/год. За период с 1980 г. мощность НПЗ региона возросла с 86,5 млн. т/год до 160,7 млн. т. в 1997 г., и по расчетам увеличится к 2010 г. до 200 млн. т. 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. К настоящему времени мощность НПЗ достигла 15 млн. т/год. Имеются установки вакуумной перегонки 6,8 млн. т/год, каталитического риформинга 2,7 млн. т/год и т.д. Выход автобензина на переработанную нефть составляет 11,3%, нафты – 6,6%, газойля – 30,2%, мазута – 35,8%. Разработана обширная программа модернизации, оцениваемая в 1 млрд. долл.
Вторым по срокам ввода заводом компании Saudi Aramco в Саудовской Аравии – НПЗ в г. Джидда, расположенный на побережье Красного моря. Пуск состоялся в 1968 г. Первоначальная мощность – 3 млн. т/год, в 1978 г. была увеличена до 5 млн. т/год. В настоящее время мощность НПЗ в г. Джидда составляет 4,2 млн. т/год. В состав завода входят установки вакуумной перегонки мощностью 1,7 млн. т/год, каталитического риформинга – 0,15 млн. т/год. Выход бензина на переработанную нефть составляет 11,1%, нафты – 10,1%, газойля - 27,8%, мазута – 27,7%. Программой модернизации завода предусмотрено расширение установки гидроочистки до 1,0 млн. т/год с целью получения низкосернистых среднедистиллятных фракций.
Завод компании Saudi Aramco, расположенный недалеко от столицы королевства Эль-Рияда, был пущен в 1975 г. и имеет в настоящее время мощность 7,0 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, риформинга 1,8 млн. т/год. Выход бензина на переработанную нефть составляет 28,9%, газойля – 35,3%. В настоящее время на заводе начинается подготовка к реконструкции, которая должна завершиться к 2000 г. Основная цель реконструкции – улучшение качества автобензина.
Крупный НПЗ компании Saudi Aramco в г. Рабиг на побережье Красного моря пущен в 1985 г., однако начал работать в 1990 г. Его мощность сейчас составляет 16,3 млн. т/год. Имеет установку гидроочистки мощностью 2,35 млн. т/год и производит 3,75 млн. т. нафты, 7,8 млн. т. котельного топлива. Программа обновления НПЗ должна начаться в 1999 г. и продлиться до 2000 г. – это сооружение установок вакуумной дистиляции мощностью 8,6 млн. т, каталитического риформинга – 2,75 млн. т/год. Суммарная стоимость намечаемого расширения – 1,8 млрд. долл.
Все три НПЗ в Кувейте 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 1989г мощность достигла 18,5 млн. т/год. Во время войны с Ираком завод был разрушен, в настоящее время полностью восстановлен. Программой реконструкции завода предусмотрено увеличение мощности каталитического крекинга до 5 млн. т/год, строительство новой установки алкирования мощностью 0,225 млн. т/год.
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 млн. т/год. Выход нафты составляет 22% от переработанной нефти, газойля – 32%, мазута – 6%.
Модернизация НПЗ в Мина-Абдулла направлена, в основном, на возможность получения низкосернистого котельного топлива для электростанций, предприятий тяжелой промышленности и непосредственно как топлива на НПЗ Кувейта с целью улучшения экологических условий при сжигании мазута.
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 – 8,7 млн. т/год. Здесь имеется крупная установка гидрокрекинга 2 млн. т/год, облагораживания высокосернистого газойля 2,1 млн. т/год. НПЗ Кувейта связаны между собой продуктопроводами и образуют интегрированный комплекс для обеспечения рынка.
В Объединенных Арабских Эмиратах имеется 3 НПЗ. Завод в г. Рувайс государственной компании Abu Dhabi National Oil Co., построенный в 1981., имеет мощность 6,6 млн. т/год. Выход бензина составляет 12,4% на перерабатываемую нефть, нафты – 6,7%. Проектируется увеличение мощности НПЗ до 8 млн. т/год, гидрокрекинга до 2,8 млн. т/год. Вторым этапом реконструкции НПЗ в г. Рувайс является сооружение двух линий по переработке газового 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.
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 Co. и 40% - Caltex (США). Однако Caltex заявляет о прекращении своей деятельности на этом заводе, поэтому он полностью перешел в государственную собственность Бахрейна. В настоящее время мощность НПЗ в г. Ситра составляет 12,5 млн. т/год. Поскольку внутренняя потребность нефтепродуктов в Бахрейне незначительна (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.
В Катаре (г. Умм-Сайд) имеется НПЗ фирмы National Oil Distribution Co. Завод был построен в 60-е годы и имел первоначальную 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 установку каталитического риформинга мощностью 0,55 млн. т/год. Выход бензина составляет 21,9% на переработанную нефть, газойля – 33%, мазута – 28%.
В программе модернизации завода 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. Собирается организовать на заводе в Умм-Сайде переработку газового конденсата с гигантского месторождения Норт Филд (вместо того, чтобы экспортировать газовый конденсат). Предполагаемая мощность первой линии по переработке конденсата – 1.35 млн. т/год.
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 задерживается 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.
Кроме указанных мной заводов в плане расширения мощностей по переработке нефти в регионе фигурирует НПЗ в Дубае в г. Джебель-Али мощностью 3 млн. т/год. Этот проект был разработан 5 лет назад, но только сейчас начинает осуществляться.
Я считаю, что 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. и в результате ее реализации предполагается, что Саудовская Аравия станет одной из крупных нефтеперерабатывающих стран мира. Но 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, приобретение активов нефтяных компаний других стран, так и в строительство НПЗ в регионе, куда в небольших размерах экспортируется их продукция – в странах юго-восточной Азии. В частности Kuweit National Petroleum Co. собирается инвестировать средства в строительство НПЗ в Индии. Компания Saudi Aramco инвестирует увеличение мощностей НПЗ на Филиппинах и в перспективе намечает создать СП по переработке нефти с Китаем, Индонезией и Японией.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14
