Ситуация на рынках отдельных видов топлива

Содержание: С

1. Введение ……………………………………………………………..3

1.1. Ситуация на рынках отдельных видов топлива ……………5

1.1.1. Нефть………………………………………………………..5

1.1.2. Газ …………………………………………………..............8

2. Переработка нефти и газа в России ……………………………..10

2.1. Нефть …………………………………………………………10

2.1.1. Тенденции ………………………………………………...11

2.2. Будущие отрасли …………………………………………….13

2.2.1. Модернизация мощностей ………………………………13

2.2.2. Экспорт нефтепродуктов ………………………………..14

2.2.3. Новые мощности по переработке ………………………15

2.2.4. Развитие нефтехимии …………………………………...16

2.3. Газ ……………………………………………………………18

3. Переработка нефти и газа в США ………………………………21

3.1. Капиталовложения в нефтяную и газовую

промышленность стран Северной Америки ………………22

3.2. Облагораживание битумов, тяжелых нефтей и

тяжелых остатков……………………………………………22

3.3. Облагораживание битумов и тяжелых нефтей ……………26

3.4. Переработка тяжелой нефти методом гидроконверсии ….29

4. Переработка нефти и газа на Ближнем Востоке ……………..31

4.1. Переработка нефти …………………………………………31

4.1.1. Саудовская Аравия ……………………………………...31

4.1.2. ОАЭ ………………………………………………………31

4.1.3. Иран ……………………………………………………....33

4.1.4. Ирак ………………………………………………………34

4.1.5. Катар …………………………………………………......35

4.1.6. Кувейт ……………………………………………………35

4.2. Переработка газа …………………………………………....38

4.2.1. Завод по сжижению природного газа в ОАЭ ………….38

4.2.2. Завод по сжижению природного газа в Омане ………..38

4.2.3. Завод по сжижению природного газа в Катаре ……….38

4.2.4. Завод по сжижению природного газа в Иране ………..38

5. Заключение ……………………………………………………….42

5.1. Типичные корзины нефтепродуктов НПЗ в США,

Европе и России....………………………………………….44

6. Список используемой литературы ……………………………..47

 

ВВЕДЕНИЕ

В последние годы состояние и структура нефтепереработки в мире радикально изменились. Кувейт, Саудовская Аравия, Объединенные Арабские Эмираты, Китай, Индия активно строят и вводят в эксплуатацию все новые мощности по нефтепереработке и нефтехимии. Общей мировой тенденцией, наиболее ярко выраженной в промышленно развитых странах, стало ужесточение экологического законодательства, направленное на снижение вредных выбросов при сжигании топлив, а также на постоянный рост требований к качеству нефтепродуктов.

Экономический кризис крайне неблагоприятно сказался на развитии всей нефтепереработки в мире. Низкий уровень спроса оказался ключевым фактором, негативно повлиявшим на маржу отрасли в целом. И хотя мировой спрос постепенно восстанавливается, и мировая экономика медленно выходит из финансового кризиса, на отрасль продолжают оказывать влияние кризисные тенденции: снижение спроса и уменьшение цен на нефтепродукты, существенное увеличение их коммерческих запасов, ввод новых мощностей в Азии (прежде всего крупнейшего НПЗ в Индии).

С 2003 до 2008 гг. мировая нефтепереработка переживала период взлета, сменившийся в настоящее время затяжным кризисом. В декабре 2009 – январе 2010 гг. мировая маржа нефтепереработки была близка к нулевой отметке. Спрос на дистилляты значительно упал и продолжает падать. Уровень загрузки НПЗ снизился до рекордно низких значений: в Европе до 70 – 75%, а в США – до рекордных 80%. Особенно трудно пришлось высокотехнологичным заводам, а также предприятиям, получающим прибыль за счет переработки дешевых высокосернистых сортов нефти в светлые нефтепродукты высокой стоимости: резкое сокращение ценового дифференциала между сортами нефти разного качества оказало дополнительное отрицательное влияние на результативность их деятельности.

Низкий уровень прибыли в секторе переработки стал основной причиной падения показателей чистой прибыли в части «даунстрим» крупнейших международных нефтяных корпораций. Некоторые независимые нефтеперерабатывающие компании были вынуждены начать процедуру банкротства. В результате были ликвидированы мощности по переработке нефтяного сырья на 1,2 млн барр. в сутки. И полностью закрыты в мире 16 НПЗ – беспрецедентный случай. В результате экспорт нефти в Европу существенно сокращается, а нефтяные компании продолжают пересмотр инвестиционных программ в секторе переработки.

Тем временем Китай активно расширяет свою нефтепереработку: в 2009 – 2010 гг. национальные компании – Sinopec, PetroChina и CNOOC – ввели в эксплуатацию пять новых и модернизированных НПЗ в Фуцзяне, Тьянине, Хойчжоу, Душаньцзы и Фушуне, увеличив совокупные перерабатывающие активы страны примерно на 900 тыс. барр. в сутки. В конце февраля 2009 г. компания Petrovietnam запустила в эксплуатацию первый во Вьетнаме НПЗ мощностью 145 тыс. барр. в сутки.

Происходит существенное увеличение мощностей по производству нефтепродуктов в Африке (в Анголе, Египте, Ливии, Нигерии, Чаде, Южной Африке), в Центральной и Южной Америке (в Венесуэле, Колумбии, Никарагуа, Эквадоре), на Ближнем Востоке (в Иране, Ираке), а также в Азии (в Брунее, Вьетнаме, Индонезии, Китае, Малайзии, Монголии, Пакистане).

Предполагалось, что ввод новых мощностей в Азиатско-Тихоокеанском регионе будет способствовать удовлетворению растущих потребностей внутреннего спроса этих стран, однако получился обратный эффект: дешевые нефтепродукты и продукты нефтехимии наводняют европейский рынок. Таким образом, наблюдается глобальное смещение нефтеперерабатывающих мощностей с запада на Восток, с Севера на Юг.

Поскольку в Азии и на Ближнем Востоке появилось огромное количество новых НПЗ, то многие заводы в США также оказались под угрозой закрытия. Кроме этого, в США резко упал спрос на бензин, что нехарак-терно для данного региона, и активно проводится политика перехода на альтернативные источники энергии и использование этанола. Активная работа по переходу на переработку тяжелых канадских нефтей в США позволит им отказаться от части поставок нефти из стран Ближнего Востока и других регионов. Эти факторы повлияют на снижение цен на нефтяное сырье и приведут к уменьшению экспортного потенциала нефти России.

Нефть

B 2008 г средняя цена на смесь «Брент датированный» составила 97 долл./барр., или почти на 25 долл /барр. больше, чем в 2007 г. Повышение среднегодовой цены на нефть происходило 7 лет подряд, чего не случалось за всю 150-летнюю историю нефтедобывающей отрасли. За среднегодовой цифрой скрываются беспрецедентные скачки. Каковы их причины?

Потребление. В 2008 году наблюдалось максимальное мировое снижение с 1982 года потребление нефти (на 0,6% или на 420 тыс. барр./сут.). В странах ОЭСР оно снижалось три года подряд из-за высоких и постоянно растущих цен. В странах, не входящих в ОЭСР до этого понижения потребление устойчиво росло.

Предложение. B 2007 г. добывающие компании в рамках квоты ОПЕК (тогда ОПЕК-10) сократили добычу нефти почти на 1 млн барр./сут., обеспечив стремительный взлет цен на нефть. В начале 2008 г., когда цeны продолжали расти, в странах ОПЕК было зафиксировано значительное увеличение добычи нефти в годовом значении. Самый большой прирост был в Саудовской Аравии, далее шли Ирак, Катар и Кувейт. C учетом обычного временного лага между добычей нефти из скважины и доставкой на нефтехранилища повышение добычи вызвало к лету 2008 г. рост товарных запасов нефти – именно тогда мировой спрос стал падать, а цены резко снизились.

Реагируя в срочном порядке, ОПЕК объявляла o разовых сокращениях добычи в сентябре, октябре и декабре 2008 г. общим объемом свыше 4 млн. барр./сут. Но уже было поздно, и к концу года наблюдалось значительное снижения цены на нефть. C учетом высокой дисциплины внутри ОПЕК объявленные сокращения добычи помогли стабилизировать цены в условиях падения спроса в начале текущего года и поддерживать их уровень в настоящее время. B 2008 г, добыча в странах, не входящих в OIIEK, претерпело самое существенное снижение c 1992 г. Это обусловлено ускорившимся сокращением добычи в странах ОЭСР. B силу действия выработанности месторождений, высоких издержек и ограниченного доступа к инвестициям, добыча в странах, не входящих в ОПЕК, несмотря на семилетний период роста цен, «продолжает сталкиваться c проблемами». B 2008 г. добыча в странах ОПЕК выросла, что компенсировало сильный спад в странах, не входящих в эту организацию. Таким образом, объемы общемировой добычи нефти увеличились на 380 тыс. бaрр./сут. Избыток предложения нефти обусловил увеличение ее товарных запасов. B 2008 г. запасы нефти в странах ОЭСР ли на 134 млн барр. (рекордный рост c 1984 г.) и продолжают расти в текущем году. Естественно, выросли и объемы резервных добывающих мощностей в ОПЕК. Основываясь на данных статистических обзоров ВР, мир вряд ли скоро столкнется c проблемой ограниченности ресурсов. Но тогда почему за семь лет постоянного роста цен не появились дополнительные объемы предложения от поставщиков энергоресурсов за пределами ОПЕК? Потому, чтобы высокие цены могли стимулировать рост предложения, требуются крупная ресурсная база и привлекательный инвестиционный климат. Почти все страны, располагающие достаточными доказанными запасами нефти для масштабного увеличения добычи, состоят в OIIEK, за исключением Казахстана, Габона, Судана и Вьетнама. Но согласятся ли обладатели крупных запасов допустить к их освоению инвестиции в объемах, необходимых для увеличения добычи? Разумеется, следует учитывать развитие технологий и связанные с этим новые возможности — добычу нефти из канадских нефтяных песков или недавно открытых глубоководных месторождений y побережья Бразилии. Под влиянием технологий и инноваций ресурсная база в долгосрочной перспективе меняется. Но даже если предположить, что технологии в мире остаются неизменными, разведанных мировых запасов нефти достаточно для осуществления добычи на текущем уровне в течение 42 лет.

1.1.2. Природный газ.
Динамика цен на природный газ была аналогичной. B 2008 г. среднегодовые цены достигли рекордного уровня в номинальном выражении, при этом европейский контрактный газ оказался самым дорогим в мире. B первой половине 2008 г. цены на либерализованнных рынках США («Генри Хаб») и Великобритании (NBP) резко выросли, но затем упали по мере ослабления спроса и сохранения избыточного предложения. Индексируемые по цене на нефть цены на азиатский сниженный природный газ (СПГ) и европейский контрактный газ росли дольше (в силу запаздывающего индексирования), но после прохождения максимальной отметки снизились и они. В 2009 г. цены остаются на невысоком уровне.

По имеющимся данным, мировая добыча газа выросла на 3,8% —второй максимальный показатель c 1970 г. Наибольший прирост пришелся на США, но и страны Ближнего Востока и СНГ, не входящие в ОЭСР, продолжали лидировать по показателям роста. Хотя впервой половине 2008 г. потребление газа в странах ОЭСР росло быстрее, чем обычно, в дальнейшем рост замедлился, и темп глобального роста снизился, опустившись ниже среднегодового уровня за десять лет. В прошлом году впервые в истории страны, не входящие в ОЭСР, потребили больше природного газа, чем страны-члены. Газ оказался единственны видом ископаемого топлива, спрос на который в странах, не входящих в ОЭСР, стал расти быстрее; лидировал здесь Китай, где был зафиксирован рекордный рост потребления: страна обеспечила 15% мирового увеличения потребления газа в 2008 г. Дополнительное влияние снижения спроса на газ на его цену обусловили два эффекта, связанные c периодом высоких цен: инвестирование в нетрадиционный газ в США и наращивание инвестиций в CПГ. Благодаря увеличению объемов добычи, цены на американский газ оставались одними из самых низких в мире; в прошлом году разница между ними и ценами на топливную нефть была рекордной что предопределило выбор газа в качестве топлива для электростанций и промышленных предприятий. Одновременно природный гaз на европейских электростанциях стал вытеснять относительно более дорогой уголь. Пример c нетрадиционным газом свидетельствует o возможности увеличить объем доказанных запасов благодаря хорошему инвестиционному климату и возросшему уровню технологий. Разумеется, показатель доказанных запасов определяется коммерческими соображениями и зависит от богатства месторождений и рентабельности добычи. Инвестиции в передовые технологии за последние десять ли в США привели к увеличению запасов газа на 45%. Тем временем американский импорт СПГ в 2008 г. сократился почти вдвое. В прошлом году спрос на СПГ в Азии снизился из-за экономического спада, но его производство росло. Вследствие решения технических проблем, возникших в 2008 г., вывода на рабочий режим существующих сжижающих установок, а также реализации новых проектов в Индонезии, Катаре, России и Йемене рост предложения СПГ в нынешнем году будет рекордным. Проблема его сбыта становится все более актуальной, на заводах СПГ появляются свобoдные производственные мощности.

Нефть

В основе российской нефтепереработки лежат 28 НПЗ, большинство из которых было создано в период с 1950 по 1986 год.

Хотя за постсоветский период количество НПЗ в России увеличилось с 27 до 42, вновь построенные объекты представляют собой примитивные атмосферные колонны, предназначенные для получения газойля и нафты, которые впоследствии используются для собственных нужд компаний в качестве моторных топлив. Российские НПЗ имеют очень четкую ориентацию на внутренний рынок. Основными экспортными нефтепродуктами НПЗ остаются мазут, газойль и нафта(прямогонный бензин). Подавляющее большинство предприятий по-прежнему очень далеки от возможности поставлять на европейские и американские рынки нефтепродукты, пригодные для конечного потребления. Заводы размещены по территории России неравномерно. Почти половина из них сосредоточена в европейской части страны, четверть нефтеперерабатывающих производств находится на Урале. На огромное пространство Сибири и Дальнего Востока – на территорию наиболее активной нефтедобычи – приходится менее четверти общероссийской нефтепереработки.

Тенденции

Рост маржи переработки

Существенно выросла маржа переработки по всему миру, включая Россию. Увеличение маржи привело к существенному росту доходов нефтеперерабатывающих заводов, даже несмотря на то, что многие из них работают на давальческом сырье.

Модернизация НПЗ

Несмотря на довольно низкие объемы финансирования, удалось повысить глубину переработки на российских НПЗ до 71.5%. В 1980-х этот показатель составлял всего 56.5%, в 1998 году глубина переработки была 64%.Показатель глубины переработки, ее комплексности напрямую сказывается на стоимости НПЗ.

Тем не менее Россия все еще отстает от западных стран, где глубина переработки достигает 85-95%. Поэтому у нас производится гораздо меньше моторных топлив, чем этого позволяют мощности, а на долю топочного мазута приходится около трети перерабатываемого сырья. Нефтеперерабатывающие мощности долгое время были недофинансированы в России, в том числе из-за того, что магистральные продуктопроводы Транснефтепродукта были не готовы к транспортировке нефтепродуктов с улучшенными характеристиками. Поэтому нефтяные компании, производившие низко сернистое дизельное топливо, были вынуждены перевозить качественное топливо посредством более дорогого железнодорожного транспорта. Эта ситуация в целом не стимулировала нефтяников на улучшение качества своего топлива.

Будущее отрасли

Модернизация мощностей

Модернизация российских НПЗ идет медленно. Минэнерго в свое время разработало программу по реконструкции и модернизации предприятий нефтеперерабатывающей промышленности. Однако повышение глубины переработки до 73-75% не было достигнуто, и эта цель отодвинулась на 2010 год. Доведение глубины до 82-85% было отсрочено соответственно на 2020 год.

Основной задачей для российских НПЗ в ближайшие годы станет переход на производство экологически чистого дизельного топлива, повышение глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов.

Для увеличения глубины переработки нефтяного сырья запланировано построить около 30 установок и несколько реконструировать (табл. 2). Среди процессов, позволяющих, наряду с углублением нефтепереработки, получать качественные компоненты топлив, в основном два типа процессов – каталитический крекинг (высокооктановый компонент бензинов, сырье для нефтехимии) и гидрокрекинг (высокооктановые компоненты автобензинов с низким содержанием серы, низкозастывающие Д.Т. с ультранизким содержанием серы и авиакеросин).

Для увеличения доли высококачественных нефтепродуктов в экспортируемой товарной продукции необходимо осуществить коренную модернизацию действующих НПЗ и построить новые, прежде всего экспортно-ориентированные нефтеперерабатывающие и нефтехимические комплексы на терминалах магистральных нефтепроводов в пограничных и приморских центрах. Такие комплексы запланированы. Часть из этих проектов находится на стадии реализации. Значительный объем работ по модернизации осуществляет ОАО «НК «Роснефть» на принадлежащих ей НПЗ. Ведется строительство Туапсинского НПЗ, планируется построить НПЗ в Приморске и Грозном.

Экспорт нефтепродуктов

Структура потребления и сам рынок нефтепродуктов значительно изменились со времен создания большинства НПЗ, что, как считает правительство, требует кардинальной перестройки системы функционирования нефтепереработки в России в связи с изменением внутреннего рынка потребления нефтепродуктов и экспортных планов правительства. Поскольку Россия делает ставку на увеличение доли экспорта именно нефтепродуктов, а не сырой нефти, правительство намерено форсировать строительство НПЗ, которые будут расположены ближе к границе. Дело в том, что большинство существующих НПЗ, за исключением Киришинефтеоргсинтеза и Туапсинского НПЗ, имеют слишком большое транспортное плечо, чтобы ориентироваться на внешний рынок: они расположены в глубине территории, и длина транспортировки на экспорт составляет не менее 2.5-3 тыс. км. Именно это и препятствует расширению экспорта нефтепродуктов и дает низкую рентабельность. Так, если затраты на перевозку у заводов, расположенных в Центральной России, составляют около $30 с тонны, то у Орского, Ачинского и Ангарского – $60-90 c тонны. Развитие системы нефтепродуктопроводов позволит нарастить экспорт нефтепродуктов. В настоящее время к системе подключено 16 НПЗ в России и Белоруссии, ежегодная перевалка составляет около 28 млн т, из которых более18 млн т отправляется на экспорт. Ожидается, что к 2015 году объемы прокачки существенно возрастут. До недавнего времени большая часть экспорта светлых нефтепродуктов шла через Вентспилский порт. Через порты Балтийского моря ежегодно отгружается порядка 11-12 млн т нефтепродуктов. К 2010 году эта цифра увеличится до 20-30 млн т.Сейчас реализуется проект экспортного магистрального трубопровода Кстово–Ярославль–Кириши–Приморск протяженностью 1056 км. Проект разбит на два пусковых комплекса – 8.4 и 17 млн т в год. Основу составят НПЗ в Ярославле и Киришах. Также возрастет прокачка с башкирских НПЗ на 3 млн т в год и с Самарских – на 4 млн т.Также будет «задействован» ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез.Другим стратегическим направлением является строительство магистрального нефтепродукто провода из Сызрани к черноморскому побережью протяженностью1520 км и мощностью 8.7 млн т в год. В качестве основных поставщиков на этом направлении рассматриваются башкирские и самарские НПЗ, а также НПЗ Омска, Саратова и Волгограда. Таким образом, для рассматриваемых в нашем обзоре НПЗ наращивание экспортной инфраструктуры в будущем положительно скажется на их финансовых показателях.

Развитие нефтехимии

В промышленно развитых странах темпы роста нефтехимии в силу ее зрелости относительно низки, однако в развивающихся странах (особенно в странах Ближнего Востока и АТР) отрасль переживает настоящий бум. Так, в Китае темпы ее роста составляют 10-15% в год. Быстрыми темпами растет отрасль в Южной Корее, Малайзии, Вьетнаме, Саудовской Аравии, Иране, Катаре, Кувейте и некоторых других странах. В результате доля нефтехимии в мировой химической индустрии неуклонно увеличивается. Оценочно она составляет около 40%, в том числе в промышленно развитых странах – порядка 35%, в России – 40%, на Ближнем Востоке – 80-85%. Органические химикаты на основе нефти составляют свыше 80% всего сырья для нефтехимической промышленности.

Российские компании все больше инвестируют в нефтехимию, так как она связана с нефте- и газопереработкой, более рентабельна и обеспечена сильно растущим мало эластичным спросом на 5-10 лет. Это выгодно ряду российских НПЗ, например заводам, производящим ароматические углеводороды. Главный компонент производства ПЭТФ – параксилол, который производят всего три НПЗ в России. Единственный поставщик для Полиэфа на сегодняшний день – Уфанефтехим. Весь параксилол Омского НПЗ и Киришинефтеоргсинтеза идет на экспорт. Этот пример показывает, что наличие подобных взаимосвязей может не только привести к росту производства на НПЗ, но и сделать предприятие более привлекательным объектом для поглощения в вертикально-интегрированную структуру. Все это может существенно добавить капитализации подобным компаниям.

Газ

Переработка газа в России ведется в незначительных объемах: в 2009 г. она составила около 63,8 млрд куб.м или 10,9%добытого свободного и попутного природного газа; в мире эта доля превышает 50%.В РФ перерабатывается сероводородсодержащий газ, газ с входящим в его состав гелием, а также некоторое количество этан содержащего газа. Переработка «сухого», метанового газа – так называемая «метановая газохимия», позволяющая получать метанол, аммиак, а также синтетические жидкие топлива, в России практически не ведется. Свободный газ поступает на газоперерабатывающие предприятия (ГПЗ) ОАО «Газпром» – Сосногорский (Республика Коми), Оренбургский и Астраханский, их суммарная мощность по переработке составляет 52,5 млрд куб.м сырья в год. На заводы идет в основном сероводородсодержащий газ и газовый конденсат; ведется очистка их от вредных и коррозионно активных примесей, глубокая осушка и подготовка к транспортировке. В 2009г. на предприятиях ОАО «Газпром» переработано около30 млрд куб.м газа. В состав Оренбургского газоперерабатывающего комплекса, помимо Оренбургского ГПЗ, входит завод по производству гелия; его продукция составляет около4-5 тыс.куб.м гелия в год. В процессе получения гелия на заводе производится также извлечение этана из этан содержащего газа. В 2009 г. здесь было получено0,36 млн т этановой фракции – большая часть произведенной в России. Всего же в стране из этан содержащего газа было выделено лишь 0,5 млн т этого углеводорода, это всего 5% этана, извлеченного из недр. Переработкой попутного (нефтяного)газа (ПНГ) занимаются нефтедобывающие компании. Большая часть его поступает на заводы, расположенные в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком АО, они принадлежат компаниям ОАО «СИБУР Холдинг»,ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «НК "ЛУ-КОЙЛ"» и ОАО «ТНК-ВР Холдинг».В 2009 г. переработано около 70% добытого попутного газа (33,8 млрд куб.м).Крупнейший нефтехимический холдинг России и Восточной Европы ОАО «СИ-БУР Холдинг» включает четыре газоперерабатывающих предприятия (ГПП):Ноябрьское ГПП, Южно-Балыкский газоперерабатывающий комплекс (ГПК), газоперерабатывающий завод «Няганьгазпереработка» в ХМАО и Губкинский ГПК вЯНАО. Кроме того, компания участвует всовместном предприятии с ОАО «ТНК-ВРХолдинг» (51% акционерного капитала и49% соответственно) «Юграгазпереработ-ка», которое владеет Нижневартовскими Белозерным ГПК в Ханты-МансийскомАО. Общая проектная мощность газопереработки ОАО «СИБУР Холдинг», после ввода в сентябре 2009 г. второй очереди Южно-Балыкского ГПК проектной производительностью 1,5 млрд куб.м, выросла до19 млрд куб.м попутного нефтяного газа вгод; в 2002 г. этот показатель составлял около 8 млрд куб.м, в 2004 г. – 12 млрд куб.м.Предприятия холдинга переработали в2009 г. 16,8 млрд куб.м ПНГ и произвели15 млн т нефтехимической продукции и14,8 млрд куб.м сухого от бензиненного газа. В октябре 2010 г. ОАО «СИБУР Холдинг»запустил вторую установку низкотемпературной конденсации на Губкинском газоперерабатывающем комплексе, которая позволяет повысить извлечение углеводородных фракций из попутного нефтяного газа до 99%, повысив глубину переработки до уровня лучших мировых предприятий. По этому показателю Губкинский ГПК стал лидирующим предприятием России. Ввод в эксплуатацию новой установки позволит дополнительно производить ежегодно до150 тыс.т широкой фракции легких углеводородов и поставлять их на предприятие«Тобольск-Нефтехим» для дальнейшей переработки. Компании ОАО «Сургутнефтегаз» принадлежит Сургутский газоперерабатывающий завод (ГПЗ) мощностью 7,3 млрд куб.мв год, ОАО «НК "ЛУКОЙЛ"» – Локосовский ГПЗ (2,1 млрд куб.м/год) вг.Лангепас(ХМАО).Из действующих в европейской части страны десяти ГПЗ наибольшее количество попутного газа перерабатывает Зайкинское газоперерабатывающее предприятие в Оренбургской области, принадлежащее ОАО «ТНК-ВР Холдинг»; сырье на него поступает с месторождений Самарской и Оренбургской областей. Однако этан входе переработки на этом заводе не выделяется, в составе сухого газа он поступает в газопровод и затем сжигается. Небольшое количество этана получают при переработке сероводородсодержащего нефтяного (попутного) газа на при- (Самарская область) газоперерабатывающих заводах, а также на Миннибаевском ГПЗ компании ОАО «Татнефть» (Республика Татарстан).Уровень извлечения пропана и бутанов из свободного газа несколько выше, чем этана, поскольку при избыточном содержании в газе эти углеводороды конденсируются в трубопроводах, что крайне негативно сказывается на объемах и качестве транспортировки. Утилизируется примерно 13%пропана и около16%бутанов,добытых из недр, в том числе около половины добытых в составе растворенного в нефти газа.

 

Переработка нефти.

Таблица № Экспорт нефти на Ближнем Востоке.

Саудовская Аравия.

Саудовская Аравия занимает первое место в мире по объему добычи нефти, ее ежедневный уровень превышает 8 млн. баррелей. Рост экономики страны за последние 20 лет был связан с ростом прибылей от экспорта продукции нефтедобывающей промышленности.

Страна обладает большими нефтеперерабатывающими мощностями - около 300 тыс. тонн нефти в день. Основные нефтеперерабатывающие заводы: Арамко-Рас Танура (41 тыс. т/с), Рабиг (44,5 тыс. т/с), Арамко-Мобил-Янбу (45,5 тыс. т/с), и Petromin/Shell-аль-Джубейль (40 тыс. т/с).

Нефтяная промышленность страны национализирована, нефтяной отраслью управляет Высший Нефтяной Совет (Supreme Petroleum Council). Крупнейшая нефтяная компания - Saudi Arabian Oil Co. (Saudi Aramco), нефтехимическая - Saudi Basic Industries Corp. (SABIC).

Иран

Доказанные запасы нефти Ирана составляют около 9% от общемировых, или 12 млрд. тонн. В настоящее время в стране добывается около 3,7 млн. баррелей в день нефти при ежедневном потреблении около 1,1 млн. баррелей. Основными импортерами иранской нефти являются Япония, Южная Корея, Великобритания и Китай.

Нефтяная и газовая отрасли Ирана находятся под полным контролем государства. Государственная нефтяная компания - Национальная Иранская нефтяная компания (NIOC - National Iranian Oil Company) ведет разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений, занимается переработкой и транспортировкой сырья и нефтепродуктов. Решение вопросов нефтехимического производства возложено на Национальную нефтехимическую компанию (NPC - National Petrochemical Company).

 

Таблица № Иранские НПЗ (данные на 2006 г.)

НПЗ	Номинальная годовая мощность, млн. т
Абадан
Исфахан	13,5
Бендер-Аббас	11,6
Тегеран	11,5
Эрак	8,55
Тебриз	5,6
Шираз	2,1
Керманшах	1,5
Остров Лаван	1,0

 

Все перечисленные выше НПЗ принадлежат Национальной иранской нефтяной компании (NIOC). (таблица №)

Иранские НПЗ традиционно производят много топочного мазута и средних дистиллятов (главным образом, дизельного топлива). В годы после Исламской революции этого было достаточно и для страны, и для экспорта.

Однако в связи с бурным развитием автомобильного транспорта количество бензина, выпускаемого иранскими НПЗ, оказалось недостаточным для удовлетворения внутренних потребностей, а кроме того, иранские нефтепродукты заметно уступали по качеству товарам ведущих мировых производителей. Основная часть иранской нефти предназначается на экспорт.

Ирак

Ирак занимает второе место в мире по доказанным запасам нефти, уступая лишь Саудовской Аравии. Объем доказанных запасов нефти в Ираке составляет около 15 млрд. тонн, а прогнозных - 29,5 млрд.

Основная нефтедобывающая компания в стране - Иракская государственная нефтяная компания (Iraq National Oil Company), ей подчинены автономно работающие компании:

Государственная компания нефтяных проектов (State Company for Oil Projects - SCOP), отвечающая за работы, связанные с развитием upstream (разведка и добыча нефти) и downstream (транспортировка, маркетинг и сбыт) проектов;

Oil Exploration Company (OEC), отвечающая за геологоразведочные и геофизические работы;

State Organization for Oil Marketing (SOMO), занимающаяся торговлей нефтью, в частности, отвечающая за связи с ОПЕК;

Iraq Oil Tankers Company (IOTC) - транспортная танкерная компания;

Северная (Northern Oil Company - NOC) и Южная (Southern Oil Company - SOC) нефтяные компании.

Ирак обладает восемью нефтеперерабатывающими заводами общей производительностью около 17 млн. т в год. Наиболее крупные НПЗ расположены в гг. Бейджи (7,5 млн. т), Дауpа (5 млн. т) и Басpа (3,5 млн. т).

Катар

Экономика Катара полностью зависит от добычи нефти. Запас нефти оценивается в 3,7 миллиарда баррелей, по прогонам его хватит на 25 лет. Сегодня страна производит 140 миллионов баррелей в год.

Контроль над добычей нефти и газа с 1970-х принадлежит государству. Налажена также переработка нефти, функционируют два нефтеперерабатывающих завода в Умм-Саиде. Развиваются отрасли – производство удобрений, металлургическая, цементная, нефтехимическая, химическая и мукомольная промышленность.
Нефтяная отрасль Катара находится под контролем государства. Государственная нефтяная компания Катара - Qatar General Petroleum Corporation (QGPC) - занимается поисково-разведочными работами и добычейнефти.

Нефтепереработкой ведает National Oil Distribution Company (NODCO), нефтехимическое производство осуществляет Qatar Petrochemical Company (QAPCO). Qatar Fertilizer Company (QAFCO) производит удобрения, а Qatar Liquefied Gas Company (Qatargas) и Ras Laffan LNG Company (Rasgas) контролируют производство и занимаются маркетингом сжиженного газа (liquefied natural gas - LNG).

Кувейт

Нефтяной сектор Кувейта представлен такие компаниями, как Kuwait Petroleum Corporation. (KPC) представляет собой международную нефтяную компанию, и включает Нефтяную компанию Кувейта, которая производит и нефть, и газ; Kuwait National Petroleum Co. занимается очищением нефти и внутренними продажами этого продукта; Petrochemical Industries Co. производит аммиак; Kuwait Foreign Petroleum Exploration Co. занимается добычей нефти вне Кувейта, и обладает концессиями в нескольких развивающихся странах.

Ранее кувейтская Petrochemical Industries Company (PIC) производила, главным образом, дешевую продукцию типа мочевины, аммиака и других удобрений на экспорт. Теперь PIC начинает выпускать на рынок более ценную продукцию и осуществлять ее поставки в Иорданию, Сирию, Объединенные Арабские Эмираты, Марокко, Китай, а также в Индию, Пакистан и страны Восточной Африки. По сообщениям Агентства новостей Кувейта, PIC может увеличить производство полипропилена на своем заводе на 20% — до 120 тыс. тонн в год, если рыночная цена полипропилена будет продолжать расти.

Две кувейтских компании - Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company (KUFPEC) и Kuwait Petroleum Company (KPC) представляют свою страну за рубежом. Первая работает в сфере исследований и добычи нефти, вторая осуществляет производство и сбыт нефтепродуктов. Сегодня KUFPEC действует в 14 странах, включая Данию, Тунис, Индонезию и Австралию. При этом компания участвует в основном в разработке небольших месторождений. Кроме того, компания владеет в Европе сетью автозаправочных станций (АЗС) и имеет свои пункты для заправки самолетов в 40 аэропортах мира.

Заключение

Все рассмотренные заводы являются акционерными обществами. Это продиктовано целым рядом факторов. Главные из них: одновременное привле­чение в сравнительно короткие сроки многомил­лионных финансовых вливаний, новейшие техно­логии, участие компаний из различных регионов и областей промышленности. Ведущая роль на сегодняшний день в научных изысканиях, в менеджменте, строительстве и экс­плуатации принадлежит крупным международным компаниям, а не национальным организациям, поэтому здесь отдельным странам приходится счи­таться с интересами этих крупных игроков рынка. Это обусловлено целым рядом характерных особен­ностей, а также историческим развитием промыш­ленности СПГ, которая зарождалась при междуна­родном сотрудничестве. Свойства газа, его запасы и объемы производи­мого СПГ в представленных странах различаются, а значит, несмотря на географическую схожесть при­родных условий, требуют различий в технологии подготовки и сжижения. Эффективность применения именно техноло­гии СПГ для доставки газа потребителям продик­товано в первую очередь удаленностью основных заказчиков от региона, а также желанием стран экспортеров как можно меньше зависеть от транс­портных коридоров и пользоваться растущим спро­сом на СПГ по всему миру

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На выходе из скважины сырая нефть имеет очень ограниченную сферу применения. Фактически вся сырая нефть проходит перегонку, с тем, чтобы получить из нее такие продукты как бензин, авиационное топливо, мазут и промышленные виды топлива.

На заре нефтяной отрасли переработка производилась примитивным перегонным аппаратом, в котором нефть доводилась до кипения, и, затем, конденсировались различные продукты, в зависимости от температуры. Для этого требовалось не намного больше умения, чем для изготовления самогона, поэтому в нефтяную отрасль в девятнадцатом веке пришли производители виски. Сейчас нефтепереработка представляет собой крупный, сложный, высокотехнологичный и дорогостоящий производственный комплекс.

Переработка нефти на НПЗ включает следующие основные этапы:

· Подготовка нефти к переработке;

· Первичная переработка нефти;

· Вторичная переработка нефти;

· Очистка нефтепродуктов.

Подготовка нефти к переработке заключается в дополнительном обезвоживании (до 0,1% содержания воды) и обессоливании (содержание солей до 3-4 мг/л) для уменьшения коррозии технологического оборудования и повышения качества топлив и других нефтепродуктов.

В России размещение нефтеперерабатывающих заводов сложилось уже к концу 70-х годов, в 80-х был построен только один НПЗ – Ачинский. В 2002 году был введен в строй НПЗ компании ТАНЕКО в Нижнекамске. Завод мощностью 7 млн. тонн нефти в год построен для переработки тяжелой сернистой нефти с месторождений Татарстана.