4.5. Развитие нефтеперерабатывающей промышленности в странах Ближнего и Среднего Востока

Нефтеперерабатывающая промышленность стран региона Ближнего и Среднего Востока¹ 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 П]										роцессов*
							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.

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 Co. (Иран) - 14-я, Kuweit National Petroleum Co. - 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

355

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-

Эль-Кафья мощностью 1,5 млн т. Завод был построен в 1966 г. Здесь нефть перерабатывалась в нафту, среднедпстпллятные 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 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,

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 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.