Ставка на отечественные морские наливные терминалы.
В связи с геополитическими потрясениями последних десятилетий экспорт российских нефтепродуктов за последние 15 лет существенно трансформировался. Если в 2010 г. экспорт нефтепродуктов, который следовал железнодорожным транспортом в порты стран, бывших СССР, составлял 33,7% от общего объема нефтепродуктов, следовавших для перевалки в танкеры, то уже в 2024 он составил скромные 0,1%.
В начале 2010-х годов в России активно продолжалось развитие портовой инфраструктуры за счет строительства новых и реконструкции действующих мощностей с необходимой пропускной способностью в Северо-Западном и Азово-Черноморском бассейнах, которое в дальнейшем позволило российским НПЗ переориентировать свой экспорт на отечественные наливные терминалы.
Так, в 2024 г. за счет введенных новых портовых мощностей в начале 2010-х годов перевалка нефтепродуктов составила более 35,5% от суммарной перевалки морских портов Северо-западного бассейна и 26,2% от суммарной перевалки морских портов Азово-Черноморского бассейна. С начала запуска таких масштабных проектов перевалка наливных грузов в портах Северо-западного и Азово-Черноморского бассейнов увеличилась в 3,9 и 8,5 раз соответственно.
#нефтепродукты
#экспорт
ЦДУ ТЭК
В связи с геополитическими потрясениями последних десятилетий экспорт российских нефтепродуктов за последние 15 лет существенно трансформировался. Если в 2010 г. экспорт нефтепродуктов, который следовал железнодорожным транспортом в порты стран, бывших СССР, составлял 33,7% от общего объема нефтепродуктов, следовавших для перевалки в танкеры, то уже в 2024 он составил скромные 0,1%.
В начале 2010-х годов в России активно продолжалось развитие портовой инфраструктуры за счет строительства новых и реконструкции действующих мощностей с необходимой пропускной способностью в Северо-Западном и Азово-Черноморском бассейнах, которое в дальнейшем позволило российским НПЗ переориентировать свой экспорт на отечественные наливные терминалы.
Так, в 2024 г. за счет введенных новых портовых мощностей в начале 2010-х годов перевалка нефтепродуктов составила более 35,5% от суммарной перевалки морских портов Северо-западного бассейна и 26,2% от суммарной перевалки морских портов Азово-Черноморского бассейна. С начала запуска таких масштабных проектов перевалка наливных грузов в портах Северо-западного и Азово-Черноморского бассейнов увеличилась в 3,9 и 8,5 раз соответственно.
#нефтепродукты
#экспорт
ЦДУ ТЭК
🔥6👏5🆒4❤2
26 июня - Вceмиpный дeнь пpoизвoдитeлeй xoлoдa
(World Refrigeration Dаy). Всё большее применение в холодильных системах находит сжиженный газ: пропан.
Пропан, как хладагент, обладает рядом преимуществ, но и имеет некоторые недостатки. Рассмотрим эти «плюсы» и «минусы».
▫ Пропан (R290) плюсы:
1. Занимает лидирующее положение в качестве экологичного решения для холодильных систем благодаря низкому влиянию на глобальное потепление GWP;
Коэффициент GWP (Global Warming Potential) - это показатель, который используется для оценки воздействия различных хладагентов на глобальное потепление по сравнению с углекислым газом (CO2), чей GWP принимается за 1. Чем выше GWP хладагента, тем больше его вклад в глобальное потепление.
GWP пропана - 3, что значительно ниже, чем у многих синтетических хладагентов, у которых он измеряется сотнями или даже тысячами. Например, для хладагента R410A GWP – 2087,5; для хладагента R32 GWP – 675.
2. Обладает широкой доступностью и низкой стоимостью, не требует специальных материалов для конструирования компрессора и испарителя;
Пропан является распространенным продуктом нефтегазоперерабатывающей промышленности благодаря своему широкому применению в качестве топлива.
3. Обладает высокой эффективностью, что влияет на снижение эксплуатационных расходов самих установок;
Эффективность пропана характеризуется высокой теплотой парообразования, что позволяет достигать большего охлаждения при меньшем объеме используемого вещества и позволяет поглощать больше тепла из охлаждаемой среды при испарении по сравнению с другими хладагентами.
➖ Пропан (R290) минусы:
1. воспламеняемость;
Пропан требует строгих мер безопасности при проектировании и техническом обслуживании холодильных систем;
Вывод: пропан дает «зеленый свет» экологичным и энергоэффективным решениям в холодильной технике и является эффективным хладагентом для низко- и среднетемпературных холодильных систем, а также для тепловых насосов.
#пропан
#газ
ЦДУ ТЭК
(World Refrigeration Dаy). Всё большее применение в холодильных системах находит сжиженный газ: пропан.
Пропан, как хладагент, обладает рядом преимуществ, но и имеет некоторые недостатки. Рассмотрим эти «плюсы» и «минусы».
1. Занимает лидирующее положение в качестве экологичного решения для холодильных систем благодаря низкому влиянию на глобальное потепление GWP;
Коэффициент GWP (Global Warming Potential) - это показатель, который используется для оценки воздействия различных хладагентов на глобальное потепление по сравнению с углекислым газом (CO2), чей GWP принимается за 1. Чем выше GWP хладагента, тем больше его вклад в глобальное потепление.
GWP пропана - 3, что значительно ниже, чем у многих синтетических хладагентов, у которых он измеряется сотнями или даже тысячами. Например, для хладагента R410A GWP – 2087,5; для хладагента R32 GWP – 675.
2. Обладает широкой доступностью и низкой стоимостью, не требует специальных материалов для конструирования компрессора и испарителя;
Пропан является распространенным продуктом нефтегазоперерабатывающей промышленности благодаря своему широкому применению в качестве топлива.
3. Обладает высокой эффективностью, что влияет на снижение эксплуатационных расходов самих установок;
Эффективность пропана характеризуется высокой теплотой парообразования, что позволяет достигать большего охлаждения при меньшем объеме используемого вещества и позволяет поглощать больше тепла из охлаждаемой среды при испарении по сравнению с другими хладагентами.
1. воспламеняемость;
Пропан требует строгих мер безопасности при проектировании и техническом обслуживании холодильных систем;
Вывод: пропан дает «зеленый свет» экологичным и энергоэффективным решениям в холодильной технике и является эффективным хладагентом для низко- и среднетемпературных холодильных систем, а также для тепловых насосов.
По данным ЦДУ ТЭК – филиала ФГБУ «РЭА» Минэнерго России товарное производство пропана заводами-производителями за январь-май 2025 года составило 0,7 млн. тонн (+13,6% к аналогичному периоду 2024 г.). В структуре производства сжиженных углеводородных газов фракция пропана за пять месяцев 2025 года составила долю в 13%. Это четвертое место по объему среди выпускаемых фракций.
#пропан
#газ
ЦДУ ТЭК
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
👍8🔥5👏4❤2
Где находится самое большое природное «асфальтовое озеро»?
Anonymous Quiz
13%
Россия
28%
Тринидад и Тобаго
50%
Венесуэла
9%
Канада
🔥6🏆6❤2🆒2🤩1
«Черное золото» не всегда черное.
Месторождение солнечной нефти было открыто в 2023 году в Ташлинском районе Оренбургской области. Первоначальные запасы оценивались в 53 млн тонн. Нефть на месторождении имеет необычный ярко-оранжевый цвет, по своим свойствам относится к легким сортам и не содержит примесей. Такие свойства особенно ценятся при выпуске светлых нефтепродуктов, в том числе бензина. Залежь обнаружена на рекордной глубине – примерно 5,8 км.
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция считается хорошо изученной, поэтому открытие новых достаточно крупных месторождений расценивалось как успех. История промысла нефти в Оренбурге насчитывает уже более 90 лет. А первую нефть – «маслянистую жидкость» - обнаружили в Оренбургской области еще в 18 веке вдоль берегов реки Сок. Традиционно добыча велась на западе региона, но проведенная еще 70-х года 20 века сейсморазведка показала, что и на юге области в Ташлинском и Илекском районах есть перспективные участки. Нефтяников останавливала большая глубина залегания – более 4,5 км. Разработка началась только недавно.
Оранжевый цвет – не стандартный для нефти. На цвет углеводорода может влиять множество факторов. Уникальность ташлинской нефти связывают именно с глубиной залегания, а также с особенностями геологии региона - высокое содержание газа и наличие сероводорода в недрах (соединения серы и продуктов ее окисления могут придавать нефти красноватый или оранжевый оттенок). Такие специфичные геологические характеристики предположительно сказались и на свойствах ташлинской нефти.
В некоторых случаях, при использовании методов, которые усиливают добычи (например, закачка пара), добытая нефть может изменить цвет из-за воздействия на нее вторичных процессов.
#нефть
#добыча_нефти
ЦДУ ТЭК
Месторождение солнечной нефти было открыто в 2023 году в Ташлинском районе Оренбургской области. Первоначальные запасы оценивались в 53 млн тонн. Нефть на месторождении имеет необычный ярко-оранжевый цвет, по своим свойствам относится к легким сортам и не содержит примесей. Такие свойства особенно ценятся при выпуске светлых нефтепродуктов, в том числе бензина. Залежь обнаружена на рекордной глубине – примерно 5,8 км.
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция считается хорошо изученной, поэтому открытие новых достаточно крупных месторождений расценивалось как успех. История промысла нефти в Оренбурге насчитывает уже более 90 лет. А первую нефть – «маслянистую жидкость» - обнаружили в Оренбургской области еще в 18 веке вдоль берегов реки Сок. Традиционно добыча велась на западе региона, но проведенная еще 70-х года 20 века сейсморазведка показала, что и на юге области в Ташлинском и Илекском районах есть перспективные участки. Нефтяников останавливала большая глубина залегания – более 4,5 км. Разработка началась только недавно.
Оранжевый цвет – не стандартный для нефти. На цвет углеводорода может влиять множество факторов. Уникальность ташлинской нефти связывают именно с глубиной залегания, а также с особенностями геологии региона - высокое содержание газа и наличие сероводорода в недрах (соединения серы и продуктов ее окисления могут придавать нефти красноватый или оранжевый оттенок). Такие специфичные геологические характеристики предположительно сказались и на свойствах ташлинской нефти.
Бонус для любознательного читателя - где еще в мире обнаружена нефть, которая может иметь оттенки, близкие к оранжевому.
Отдельные месторождения с высоким содержание серы обнаружены в Каспийском нефтегазоносном регионе. Участки добычи Азербайджана, Казахстана и России могут производить сернистую нефть, с красноватым оттенком. На Ближнем Востоке: месторождения в Ираке, Иране, Кувейте и Саудовской Аравии также могут содержать сернистую нефть красноватого оттенка.
В некоторых случаях, при использовании методов, которые усиливают добычи (например, закачка пара), добытая нефть может изменить цвет из-за воздействия на нее вторичных процессов.
#нефть
#добыча_нефти
ЦДУ ТЭК
👏7🔥6👍5❤2🆒1
Восточный вектор.
Рост внутреннего спроса на электроэнергию в Малайзии вынудил рассматривать СПГ как топливо роста.
Малайзия – государство с развивающейся экономикой и высокими темпами экономического роста (входит с число НИС – Новых Индустриальных Стран). По данным EIA в 2023 году производство электроэнергии в стране составило 193,0 млрд кВт·ч.
По состоянию на начало 2024 года, суммарные электрогенерирующие мощности Малайзии, по данным EIA, составляли 37,2 млн кВт. В структуре мощностей:
• на ТЭС приходилось 75,7%,
• ГЭС – 16,8%,
• солнечные ЭС – 5,1%,
• установки на биомассе – 2,4%.
Крупнейшими угольными ТЭС на территории страны являются «Manjung» мощностью 4,1 млн кВт и «Tanjung Bin» мощностью 2,1 млн кВт.
ТЭС «Kapar» мощностью 2,2 млн кВт может работать на трех видах топлива (газ, нефть и уголь).
Основной газовой ТЭС является «Lumut» -1,3 млн кВт, ТЭС «Sultan Ismail», чья мощность составляет чуть менее 1,2 млн кВт, была выведена из эксплуатации в 2020 году, но в настоящее время ведутся работы по повторному запуску станции.
По словам Президента Petronas Тенгку Мухаммад Таууфик, спрос на электроэнергию в Малайзии растёт на 6,5% в год. Учитывая тенденцию к сокращению угольной генерации, страна уже готовится к возможному импорту СПГ, несмотря на статус одного из крупнейших экспортёров.
В стране действуют два терминала регазификации — в Мелака и Джохоре, планируется строительство третьего. Текущие поставки объемом ~ 2 млрд куб. футов в сутки осуществляются с шельфа Восточного побережья и из малазийско-тайландской зоны, но этого недостаточно для долгосрочного баланса.
По данным «ВР» на начало 2021 г., доказанные запасы природного газа в Малайзии составляли 0,9 трлн м³. Запасы природного газа сосредоточены, главным образом, в бассейнах Саравак и Сабах. По итогам 2024 г. в стране было добыто 75,4 млрд м³ газа.
Petronas пытается ускорить разработку новых месторождений, однако сроки запуска пока задерживаются. В 2024 году компания поставила 35,7 млн тонн СПГ. Тем не менее, растущий внутренний спрос может превысить экспортные потенциал уже в ближайшее время.
#ТЭК_стран_мира
#Малайзия
ЦДУ ТЭК
Рост внутреннего спроса на электроэнергию в Малайзии вынудил рассматривать СПГ как топливо роста.
Малайзия – государство с развивающейся экономикой и высокими темпами экономического роста (входит с число НИС – Новых Индустриальных Стран). По данным EIA в 2023 году производство электроэнергии в стране составило 193,0 млрд кВт·ч.
По состоянию на начало 2024 года, суммарные электрогенерирующие мощности Малайзии, по данным EIA, составляли 37,2 млн кВт. В структуре мощностей:
• на ТЭС приходилось 75,7%,
• ГЭС – 16,8%,
• солнечные ЭС – 5,1%,
• установки на биомассе – 2,4%.
Крупнейшими угольными ТЭС на территории страны являются «Manjung» мощностью 4,1 млн кВт и «Tanjung Bin» мощностью 2,1 млн кВт.
ТЭС «Kapar» мощностью 2,2 млн кВт может работать на трех видах топлива (газ, нефть и уголь).
Основной газовой ТЭС является «Lumut» -1,3 млн кВт, ТЭС «Sultan Ismail», чья мощность составляет чуть менее 1,2 млн кВт, была выведена из эксплуатации в 2020 году, но в настоящее время ведутся работы по повторному запуску станции.
По словам Президента Petronas Тенгку Мухаммад Таууфик, спрос на электроэнергию в Малайзии растёт на 6,5% в год. Учитывая тенденцию к сокращению угольной генерации, страна уже готовится к возможному импорту СПГ, несмотря на статус одного из крупнейших экспортёров.
В стране действуют два терминала регазификации — в Мелака и Джохоре, планируется строительство третьего. Текущие поставки объемом ~ 2 млрд куб. футов в сутки осуществляются с шельфа Восточного побережья и из малазийско-тайландской зоны, но этого недостаточно для долгосрочного баланса.
По данным «ВР» на начало 2021 г., доказанные запасы природного газа в Малайзии составляли 0,9 трлн м³. Запасы природного газа сосредоточены, главным образом, в бассейнах Саравак и Сабах. По итогам 2024 г. в стране было добыто 75,4 млрд м³ газа.
Petronas пытается ускорить разработку новых месторождений, однако сроки запуска пока задерживаются. В 2024 году компания поставила 35,7 млн тонн СПГ. Тем не менее, растущий внутренний спрос может превысить экспортные потенциал уже в ближайшее время.
#ТЭК_стран_мира
#Малайзия
ЦДУ ТЭК
👍9👏5🆒3❤1
Исторический рекорд. 2-миллиардную тонную угля отгрузил «СУЭК-Красноярск».
24 июня, три ключевые площадки компании – разрезы Березовский, Бородинский и Назаровский преодолели рекордную планку 2 млрд тонн отгруженного бурого угля за всю историю предприятий компании. В России установлен новый рекорд, которого добилась одна компания на базе трех производств.
Предыдущий рекорд в 2,5 млрд тонн принадлежит компании «Кузбассразрезуголь», данная цифра достигнута усилиями 19 предприятий акционерного общества.
2 млрд тонн – это огромный показатель, демонстрирующий масштаб деятельности «СУЭК-Красноярск», который является крупнейшим в Сибири поставщиком энергетического угля. Разработка ведется на одном из самых продуктивных в России Канско-Ачинском буроугольном бассейне. Юбилейную отгрузку горняки приурочили к 80-летию Победы в Великой Отечественной Войне. 1,2 млрд тонн угля было отгружено с разреза Бородинский, который внес основной вклад в достижение рекорда (строительство разреза начато в 1948 году, сдан в эксплуатацию в 1951 году).
#Кузбасс
ЦДУ ТЭК
24 июня, три ключевые площадки компании – разрезы Березовский, Бородинский и Назаровский преодолели рекордную планку 2 млрд тонн отгруженного бурого угля за всю историю предприятий компании. В России установлен новый рекорд, которого добилась одна компания на базе трех производств.
Предыдущий рекорд в 2,5 млрд тонн принадлежит компании «Кузбассразрезуголь», данная цифра достигнута усилиями 19 предприятий акционерного общества.
2 млрд тонн – это огромный показатель, демонстрирующий масштаб деятельности «СУЭК-Красноярск», который является крупнейшим в Сибири поставщиком энергетического угля. Разработка ведется на одном из самых продуктивных в России Канско-Ачинском буроугольном бассейне. Юбилейную отгрузку горняки приурочили к 80-летию Победы в Великой Отечественной Войне. 1,2 млрд тонн угля было отгружено с разреза Бородинский, который внес основной вклад в достижение рекорда (строительство разреза начато в 1948 году, сдан в эксплуатацию в 1951 году).
По итогам 5 месяцев 2025 года добыча предприятий компании СУЭК в Красноярском крае составила почти 80% от общей добычи в регионе (по данным ЦДУ ТЭК – филиала РЭА Минэнерго России). По итогам 2024 года 95% добытого разрезами угля было отгружено на нужды электроэнергетики.#добыча_угля
#Кузбасс
ЦДУ ТЭК
👍11🆒5👏4❤2
На фоне нестабильности цен на нефть, в мире начал расти интерес к синтетическому топливу (syfuel) — жидкому топливу, произведенному из альтернативных источников сырья, т.е созданному в результате химических процессов.
Бюджетным сырьем в подобных технологиях являются уголь или газ. Уголь чаще всего используют для производства синтетического топлива через газификацию (превращение твёрдого угля в газ). Технология преобразования природного газа в жидкие продукты (процесс Фишера—Тропша) получила название GTL (Gas-To-Liquid) или ГЖК (газожидкостная конверсия).
Истоки технологии GTL - начало прошлого века (1902 г.), когда был получен метан из смеси угарного газа и водорода в присутствии порошка никеля. Через несколько лет русский химик Егор Орлов показал возможность синтеза высших углеводородов, получив из такой же смеси в присутствии никеля и палладия этилен. В 1926 г. немецкие химики Франц Фишер и Ганс Тропш в работе по исследованию угля «О прямом синтезе нефтяных углеводородов при обыкновенном давлении» описали процесс, названный процессом Фишера-Тропша, в результате которого были получены жидкие углеводороды из каменного угля путем его нагревания, пропускания водяного пара, в результате чего получали синтез-газ, а затем – углеводороды.
В 1973 г. в связи с резким ростом цен на нефть в мире возникла необходимость развивать альтернативные технологии получения углеводородов. «Shell» на протяжении 10 лет совершенствовала описанный процесс Фишера-Тропша. В 1983 г. в Амстердаме заработал пилотный завод, а в 1993 г. было открыто крупное предприятие, работающее на газе месторождения в Бинтулу (Малайзия), производящее 12,5 тыс. барр. жидких углеводородов в сутки.
#синтетическое_топливо
#альтернативное_топливо
ЦДУ ТЭК
Бюджетным сырьем в подобных технологиях являются уголь или газ. Уголь чаще всего используют для производства синтетического топлива через газификацию (превращение твёрдого угля в газ). Технология преобразования природного газа в жидкие продукты (процесс Фишера—Тропша) получила название GTL (Gas-To-Liquid) или ГЖК (газожидкостная конверсия).
Истоки технологии GTL - начало прошлого века (1902 г.), когда был получен метан из смеси угарного газа и водорода в присутствии порошка никеля. Через несколько лет русский химик Егор Орлов показал возможность синтеза высших углеводородов, получив из такой же смеси в присутствии никеля и палладия этилен. В 1926 г. немецкие химики Франц Фишер и Ганс Тропш в работе по исследованию угля «О прямом синтезе нефтяных углеводородов при обыкновенном давлении» описали процесс, названный процессом Фишера-Тропша, в результате которого были получены жидкие углеводороды из каменного угля путем его нагревания, пропускания водяного пара, в результате чего получали синтез-газ, а затем – углеводороды.
В 1973 г. в связи с резким ростом цен на нефть в мире возникла необходимость развивать альтернативные технологии получения углеводородов. «Shell» на протяжении 10 лет совершенствовала описанный процесс Фишера-Тропша. В 1983 г. в Амстердаме заработал пилотный завод, а в 1993 г. было открыто крупное предприятие, работающее на газе месторождения в Бинтулу (Малайзия), производящее 12,5 тыс. барр. жидких углеводородов в сутки.
#синтетическое_топливо
#альтернативное_топливо
ЦДУ ТЭК
👍8❤5🤔3🔥2