4.2.2. Нефтеперерабатывающая промышленность Канады и Мексики

Канадский нефтяной комплекс тесно связан с американским. Значительная часть добываемой в Канаде нефти и производимых нефтепродуктов экспортируются в США.

Нефтеперерабатывающая промышленность Канады за последнее время активизировалась, а именно, мощности снижались, объемы переработки и степень использования мощностей росли (табл.4.31). В 2005 г. степень использования мощностей НПЗ в Канаде приблизилась к критической (98,6%).

Таблица 4.31 Показатели развития нефтеперерабатывающей промышленности Канады [6] Показатели	Ед.изм.	1986	1990	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2005
Мощность	млн т/год	104,0	94,0	94,0	95,4	92,4	92,6	92,6	93,6	93,0	93,0	95,9	96,2	96,4
Объем перераба­тываемой нефти	МЛН т/год	69,0	80,0	77,5	78,0	75,9	79,5	84,8	85,2	86,0	88,5	90,6	90,9	95,1
Степень исполь­
зования	%	66,3	85,1	82,4	83,5	82,1	85,8	91,6	91,0	92,5	95,2	94,5	94,5	98,6
мощностей

Основная часть мощностей по переработке сосредоточена в восточной части страны. Часть получаемых здесь нефтепродуктов по продуктопроводу Trans Mountain транспортируется из Эдмонтона (пров. Альберта) на тихоокеанское побережье. Технологическая структура нефтеперерабатывающей промышленности Канады в последние годы изменилась незначительно (табл.4.32). Наблюдается некоторое увеличение средней мощности канадских НПЗ, а также значительный рост мощностей по производству масел и битума.

Канадская нефтеперерабатывающая промышленность характеризуется высокой степенью глубины переработки (доля углубляющих процессов в 1999 г. составила 72,6%, облагораживающих - 42,2%, что делает ее близкой к американской). Близок к американскому и индекс сложности, или комплексности нефтеперерабатывающей промышленности Канады - 8,53. За период 1995-2005 гг. при среднегодовом темпе роста объемов переработки на 2,0%, гидрокрекинг вырос на 1,6%, каталитический крекинг - на 1,8% [224, 230, 232-234]. Это привело к увеличению степени загрузки мощностей.

318

Таблица 4.32 Изменение мощностей технологических процессов переработки нефти в Канаде в 1993-2005 гг. [млн т/год) [224-234]		Мощности, млн т/год на 1.01.
	1994		1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2005
Прямая перегонка	94,0		95,4	92,4	92,6	92,6	93,6	95,6	95,3	99,2	100,8
Число НПЗ (единиц)	25		25	23	22	22	22	22	21	21	21
Средняя мощность НПЗ	3,8		3,8	4,0	4,2	4,2	4,25	4,34	4,54	4,72	4,80
Вакуумная перегонка	33,3		32,9	31,1	31,1	31,3	31,3	31,1	31,5	33,2	33,9
Термические процессы	8,3		8,3	8,3	8,3	8,8	8,8	8,8	8,8	8,9	9,3
Каталитический крекинг	20,4		20,8	19,8	20,0	20,5	20,7	21,3	21,6	25,7	24,8
Каталитический риформинг	15,4		15,6	14,9	14,9	15,0	15,0	14,6	15,0	15,0	16,4
Каталитический гидрокрекинг	10,9		11,3	11,2	11,3	11,3	13,2	13,3	13,4	13,6	13,1
Каталитическая	3,2		1,4	1,4	1,9	3,2	1,8	3,5
гидрооблагораживание									} 40,7	} 38,7	} 49,0
Каталитическая гидроочистка	37,0		40,1	38,0	38,4	38,5	39,0	36,9
Алкилирование и полимеризация/димеризация	4,2		3,8	3,5	3,2	2,9	3,4	3,6	3,4	3,9	4,5
Изомеризация/ароматизация	4,2		4,0	4,2	4,4	4,4	4,9	5,4	5,4	5,7	6,2
Производство масел*	0,9		0,9	0,8	2,1	1,2	1,2	1,1	1,4	1,1	1,1
Производство кокса (тыс.т/сут)	0,76		0,74	0,58	0,54	1,5	1,6	1,6	1,6	1,6	2,3
Производство битума*	6,3		4,4	4,4	7,0	7,1	7,1	6,8	6,5	5,4	4,3
Производство серы * (тыс. т/сут)	н.д.**		н.д.	н.д.	0,23	0,7	0,8	0,9	0,4	0,5	1,5
Производство оксигенатов*	Н.д.		0,25	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.	0,04
Производство водорода	0,3		0,3	0,4	Н.д.	Н.д.	0,5	0,4	0,4	0,4	н.д.

* Мощности по выпуску конечной продукции н.д. - нет данных

Структура потребления нефтепродуктов в Канаде отличается от американской за счет большего удельного веса дизельных и котельных топлив. По расчетам экспертов, спрос на нефтепродукты в Канаде на период до 2010 г. будет расти на 1,3% в год. Однако имеются мнения, что темп роста потребления нефтепродуктов, по крайней мере до 2002 г., не превысит 0,4% в год.

Данные о масштабах производства и потребления нефтепродуктов в Канаде приведены в табл. 4.33.

Таблица 4.33 Объемы производства и потребления нефтепродуктов в Канаде в 1998-2005 г. (млн т.) [6]	1998 г.		1999 г.		2000 г.		2005 г.
Показатели	Произ­	Потреб­	Произ­	Потреб­	Произ­	Потреб­	Произ­	Потреб­
	водство	ление	водство	ление	водство	ление	водство	ление
Автобензин	28,9	27,9	30,4	28,5	31,4	28,6	33,8	н.д.
Керосин	1,7	0,4	1,6	0,4	1,6	0,4	1,5	н.д.
Реактивное топливо	4,3	4,4	4,4	4,7	4,1	4,9	4,2	н.д.
Дизельное и печное топливо	25,4	22,3	26,7	23,2	28,2	24,4	30,8	н.д.
Мазут	7,2	7,2	6,4	6,2	6,5	6,4	7,0	н.д.
Сырье для химии	3,8	3,6	3,7	3,5	3,8	3,3	н.д.	н.д.
Сжиженные газы	2,3	6,8	1,9	7,8	1,8	9,3	Н.д.	н.д.
Прочие нефтепродукты	16,9	7,0	16,2	7,3	16,1	7,1	Н.д.	н.д.

н.д. - нет данных

В 2000 г. суммарный экспорт нефтепродуктов из Канады составил 14,7 млн т., а импорт 8,2 млн т. Складские запасы нефтепродуктов в Канаде в 2000 г. были на уровне 7,9 млн т. В 2002 г. экспорт нефтепродуктов составил 25 млн т, а импорт - 8 млн т [232], а в 2005 г. импорт достиг 26,7 млн т, а экспорт - 13,2 млн т [6].

Среди новостроек последнего времени в канадской нефтеперерабатывающей промышленности следует отметить: установку гидрокрекинга мощностью 0,5 млн. т/год на заводе компании North Atlantic Refining Ltd. в Ньюфаундленде и установку гидродепарафинизации на заводе компании PetroCanada Lubricants в Миссисауга, пров. Онтарио.

Среди строящихся объектов, пуск которых был намечен на период 2003-2004 гг., следует отметить расширение установки каталитического крекинга компании Petro Canada в г. Эдмонтоне, пров. Альберта; установку замедленного коксования компании Suncor Energy Inc. в Форт-Мак-Мюррей, пров. Альберта мощностью 6 млн т/год; установку гидроочистки бензина мощностью 21,05 млн т/год на заводе компании Shell Canada в г. Монреаль, пров. Квебек; аналогичную установку этой же компании в г. Сарния, пров. Онтарио [265].

В период 2005-2010 гг. намечено осуществить в Канаде реконструкцию, расширение и новое строительство установок по переработке нефти. Намечено 25 проектов на 16 НПЗ. Основное направление реконструкции - установки гидроочистки, гидрокрекинга, замедленного коксования.

Канадский и американский нефтяной комплекс тесно связаны между собой. Когда Американское агентство по защите окружающей среды провозгласило требования к качеству моторных топлив, многие канадские нефтяные фирмы стали искать пути удовлетворения этих требований. Поэтому часть канадских НПЗ выпускают реформулированный бензин, иначе говоря, они действуют в русле стратегии, разработанной их более могущественным соседом по континенту.

На мероприятия по улучшению качества моторных топлив и другую природоохранную деятельность нефтепереработчики Канады израсходовали, по оценкам экспертов, от 1 до 3 млрд долл.

Столь значительные капиталовложения были израсходованы, несмотря на то, что, во- первых, состояние окружающей среды в Канаде, особенно в урбанизированных районах, не столь драматично, как в США; во-вторых, дополнительные затраты на природоохранные мероприятия для канадских нефтепереработчиков более чувствительны, т.к. они имеют менее совершенную и гибкую переработку, чем в США; в-третьих, канадские нефтепереработчики испытывают постоянный ценовой пресс конкурентов из США.

Канадское правительство ввело в 2000 г. норматив содержания серы в автобензине на уровне 150 ppm (в 1998 г. было 1000 ppm), к 2005 г.намечено снизить этот показатель до 30 ppm, а к 2008 г. - до 15 ppm.. Канадские нефтепереработчики согласились с нормативом в 150 ppm, хотя и считали, что для достижения такого уровня серы в бензине потребуется увеличить затраты, что для некоторых НПЗ окажется непосильной ношей. Теперь они возражают против норматива 30 ppm, считая его завышенным. Тем не менее в 2008 г. содержание серы в автобензине должно быть не выше 15 ppm.

Наиболее масштабным и самым крупным в истории канадской нефтеперерабатывающей промышленности является проект модернизации завода компании Irving Oil Ltd. в г. Сент-Джон, провинция Новый Брансуик. Нынешняя мощность НПЗ - 12 млн т/год. На модернизацию завода было израсходовано 1 млрд канадских долл. с тем, чтобы удовлетворить растущие экологические требования и выпускать в 2002-2004 гг. бензин с содержанием серы 150 ppm и 2005 г. - 30 ppm, а также малосернистое дизельное топливо зимних сортов. Кроме этого целью проекта модернизации было увеличение гибкости технологических процессов, реализация возможности переработки более тяжелых и менее качественных нефтей, а также общий рост эффективности производства. Суть модернизации в строительстве новых установок прямой перегонки, каталитического крекинга и алкилирования; пяти установок, предназначенных для улучшения экологической ситуации на заводе и повышения качества нефтепродуктов (скрубберы для топливных газов, регенерация серной кислоты, очистки хвостовых газов от серы, аминовой экстракции серы и отпарки кислых стоков). Кроме этого серьезно улучшена энергетическая и вспомогательная части предприятия, т.е. его производственная и транспортная инфраструктура. В работах [275, 276] приведены данные об интеграции нововведений в схему действующего предприятия.

Нефтяной комплекс Мексики практически находится под полным контролем государственной нефтяной компании Petroleos Mexicanos. Компания контролирует нефтяные запасы страны (разведанные запасы на конец 2002 г. составили 1,8 млрд т); осуществляет добычу нефти, достигшую в 2002 г. 178,4 млн т; экспорт нефти, составивший 71,0 млн т; переработку нефти, достигшую в 2002 г. 69,4 млн т; производство собственных (53 млн т в 2002 г.) и импорт (8 млн т в 2002 г.) нефтепродуктов. В 2005 г. доказанные запасы нефти в Мексике составляли 1,9 млрд т, добыча - 187,1 млн т, объем переработки нефти в Мексике достиг 70,7 млн т.

Мощности по переработке нефти в Мексике составили на 1.1.2000 г. 76,3 млн т, степень использования мощностей в 1999 г. была около 95%, средняя мощность НПЗ 12,7 млн.т/год [230]. Переработка нефти в Мексике имеет достаточно высокую степень сложности - коэффициент Нельсона достиг к 2000 г. 6,74, что выше среднемирового уровня. В 2002 г. 6 мексиканских НПЗ имели суммарную мощность 84,2 млн т [232], в 2005 г. уровень мощностей сохранился на этом уровне.

Нефть перерабатывается на 6-и заводах в гг. Кадерейта (мощность 11,8 млн т/год), Сьюдад Мадеро (9,8 млн т/год), Минатитлан (10,0 млн т/год), Саламанка (12,2 млн т/год), Санта Круз (16,5 млн т/год), Тула Идальго (16,0 млн т/год).

На 1.1.2006 г. мощности установок каталитического крекинга составили 18,8 млн т/год, каталитического риформинга - 14,2 млн т/год, каталитического гидрокрекинга - 0,9 млн т/год, алкилирования - 0,6 млн т/год [232, 234].

Мексика является членом североамериканского экономического союза NAFTA, поэтому одной из причин необходимости серьезной модернизации нефтеперерабатывающей промышленности страны стало ужесточение требований к качеству нефтепродуктов и адаптация к расширяющимся поставкам на НПЗ тяжелой сернистой нефти с месторождения Майя. Поскольку Мексика является импортером продукции, ей не пришлось, как Канаде, следовать в фарватере американской стратегии и ориентироваться на выпуск реформулированного бензина. Мексиканская нефтяная компания разработала программу модернизации нефтеперерабатывающей промышленности страны, главным направлением которой стало стремление выпускать высокооктановый неэтилированный бензин и малосернистое дизельное топливо. С этой целью ключевыми элементами программы стали планы совершенствования действующих и нового строительства установок коксования, гидрообессеривания газойля, каталитического крекинга, изомеризации бутана, алкилирования, производства МТБЭ [277]. Для выбора компаний, реализующих проекты модернизации мексиканских НПЗ, был проведен конкурс [278]. В настоящее время на НПЗ в г. Кадерейта осуществляется строительство установок замедленного коксования мощностью 2,7 млн т/год и производства МТБЭ мощностью 100 тыс.т/год; на заводе в Сьюдад Мадеро строятся 2 установки изомеризации мощностью 0,6 и 0,13 млн т/год и замедленного коксования, а также проводятся инжиниринговые работы по проекту установки каталитического крекинга мощностью 1,5 млн т/год и гидроочистки мощностью 2,0 млн т/год; на заводе в г. Минатитлан пока заморожено строительство установок замедленного коксования и каталитического крекинга; также заморожено строительство установки каталитического крекинга мощностью 2,5 млн т/год на заводе в г. Саламанка, в стадии инжиниринга находится проект установки изомеризации мощностью 0,21 млнт/год; на заводе в г. Санта Круз строится установка каталитического крекинга мощностью 1,4 млн т/год и выполняются инжиниринговые работы по установкам изомеризации мощностью 0,35 млн т/год и производства третичноамилового эфира (ТАМЭ) мощностью 75 тыс.т/год; на НПЗ в г. Тула Идальго строятся установки каталитического крекинга мощностью 2,25 млн т/год и изомеризации мощностью 0,18 млн т/год [252, 269]. Реализация программы модернизации НПЗ приблизит нефтеперерабатывающую промышленность Мексики по степени технической оснащенности и качественным характеристикам нефтепродуктов к уровню соседей по континенту (США и Канаде).