Абу-Даби, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Эмиратская Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) приняла решение инвестировать 6,2 млрд долл. США. в развитие шельфового месторождения Umm Shaif.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Инвестиции будут направлены на реализацию проекта Umm Shaif Gas Cap, который предполагает разработку газовой шапки, расположенной над нефтяными пластами месторождения. Ожидается, что к 2030 г. проект позволит увеличить добычу газа до более чем 600 млн фт³/сутки и одновременно максимально повысить уровень извлечения газового конденсата. Кроме того, проект имеет потенциал для увеличения добычи газа в будущем до 1,5 млрд фт³/сутки, что будет способствовать реализации долгосрочной стратегии роста газовой отрасли ОАЭ.

Umm Shaif – старейший шельфовый актив ADNOC. Первая партия сырой нефти была экспортирована с месторождения в 1962 г. В 2022 г. исполнилось 60 лет с этого знакового для ОАЭ события. Текущая производственная мощность Umm Shaif составляет около 300 тыс. барр./сутки.

«Принятие окончательного инвестиционного решения (FID) по проекту Umm Shaif Gas Cap укрепляет репутацию ОАЭ как надежного направления для долгосрочных глобальных инвестиций. Оно также следует за решением Высшего совета по финансово-экономическим вопросам (SCFEA) о предоставлении концессии на проект Bab Gas Cap, реализация которого, как ожидается, позволит дополнительно вовлечь в разработку около 1,5 млрд куб. футов в сутки (scfd) природного газа и связанных с ним жидких углеводородов», – говорится в сообщении компании.

Кроме того, проект, как отмечается, дополняет инициативы ADNOC по развитию глобального бизнеса в сфере СПГ, включая запуск международной платформы по маркетингу и трейдингу СПГ в финансовом центре Abu Dhabi Global Market (ADGM). Компания рассчитывает довести совокупный объем реализуемых СПГ-мощностей до 47 млн т/год к 2035 г.

В рамках FID предусмотрена реализация трех пакетов контрактов на проектирование, закупку и строительство (EPC) общей стоимостью 5,1 млрд долл. США (18,8 млрд дирхамов). Контракты на создание крупномасштабной морской инфраструктуры присуждены консорциумам с участием ведущих компаний ОАЭ и международных подрядчиков.

Также проект включает программу бурения 14 скважин и оказания интегрированных буровых услуг стоимостью 365 млн долл. США (1,3 млрд дирхамов). Работы будут выполнены компанией ADNOC Drilling в течение 18 месяцев с использованием трех действующих буровых установок.

Доли участия в проекте распределяются следующим образом:

• ADNOC – 60%, при этом оператором проекта выступает ADNOC Offshore;
• TotalEnergies – 20%;
• CNPC – 10%;
• Eni – 10%.

Месторождение Umm Shaif

• расположено на мелководье в Персидском заливе, примерно в 35 км к востоку от о. Дас и около 135 км к северо-западу от Абу-Даби;
• открыто в 1958 г.;
• доказанные запасы: примерно 3,9 млрд барр.;
• как минимум, 54% ресурсов уже извлечено, а пиковая добыча ожидается около 2039 г., эксплуатация может продолжаться примерно до 2059 г.
• глубина воды в актива – около 43 фт (примерно 13 м).

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Газпром оценивает заполненность подземных хранилищ газа (ПХГ) Европы как очень низкую. Текущие объемы отстают от прошлогодних на 16,8%.
Это следует из комментария Газпрома, опубликованного в Telegram-канале 21 июля 2026 г.

Ссылаясь на данные Gas Infrastructure Europe (GIE) от 19 июля, в компании подчеркивают:

• Европа все больше отстает по запасам газа в ПХГ от показателей прошлого года;
• разрыв нарастает и достиг 11 млрд м³;
• объем запасов в европейских ПХГ на 16,8% меньше, чем на эту дату в 2025 г.

«Заполненность подземных хранилищ газа Европы находится на очень низком уровне», – говорится в заявлении Газпрома.

По данным GIE на 19 июля 2026 года, ПХГ в ЕС были заполнены на 53,67%, в них находилось 57,23 млрд м³ газа. На ту же дату 2025 г. ПХГ были заполнены на 64,73%, в них находилось 69,25 млрд м³ газа. Так, отставание от показателей предыдущего года составляет 11,06% и 12,02 млрд м³ газа.

Как отмечалось ранее, расхождение с данными Газпрома обусловлено тем, что газ в ЕС учитывается в энергетических единицах, а пересчет в объемные единицы зависит от теплотворной способности природного газа, а Газпром, ориентируясь на свой высококалорийный газ, использует коэффициент пересчета выше, чем европейские компании – 11,3 МВтч на 1000 м³, тогда как у европейских компаний (например, OMV) этот коэффициент составляет 10,8.

Стоит учесть, что текущий показатель не является историческим максимумом. Согласно данным GIE, наименьший уровень заполненности ПХГ в ЕС был зафиксирован в 2021 г. и составил 53,05%. Однако текущий показатель не сильно превышает этот минимум.

В то же время Газпром отмечает, что цены на газ на европейском рынке по-прежнему не способствуют восполнению запасов. Так, на нидерландском хабе TTF цены с поставкой «на месяц вперед» остаются выше цен на предстоящую зиму.

Отметим, что на изменения газовых котировок в Европе также влияет обострение конфликта между США и Ираном. В частности, августовские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 21 июля торговались на уровне 59,33 евро/МВт·ч (718,38 доллара США за 1000 м³). Отметим, что еще на прошлой неделе они держались ниже 650 долл. США за 1000 м³.

Накануне Центральное командование ВС США на Ближнем Востоке (CENTCOM) сообщило о том, что американские вооруженные силы в ночь с 19 на 20 июля провели уже девятую серию ударов. Корпус стражей исламской революции Ирана (КСИР) нанес ракетный удар по объектам на авиабазе Муваффак Салти в Иордании, на которой размещена крупная группировка американской боевой тактической авиации, передает государственная телекомпания IRIB.

Подготовка к зиме

Сезон отбора газа из ПХГ в ЕС завершился 31 марта 2026 г. На тот момент подземные хранилища были заполнены на 27,66% (29,64 млрд м³ газа). За весь зимний период из европейских ПХГ извлекли 58,19 млрд м³ газа.

По данным на 20 июля, в европейские ПХГ закачано 27,93 млрд м³ газа. К аналогичной дате в прошлом году европейцы восполнили запасы на 33,29 млрд м³ газа, что на 5,36 млрд м³ газа больше, чем в текущем году.

Учитывая, что еще прошлый год считался неудачным по темпам закачки газа к зиме, новые показатели указывают на то, что ЕС снова не успеет достичь 90%-ной заполненности подземных хранилищ к ноябрю.

Напомним, что в прошлом году отбор начался 12 октября, при том, что ПХГ были заполнены на 83,15%, в них находилось 89,52 млрд м³ газа.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Киргизия начала получать горюче-смазочные материалы (ГСМ) из Белоруссии и Китая в рамках диверсификации поставок топлива. Об этом сообщил министр энергетики республики А. Рысбеков.

Новые маршруты поставок

По словам министра, первые партии ГСМ из Белоруссии уже поступили в Киргизию, еще несколько железнодорожных вагонов находятся в пути.

Он отметил, что вопросы транзита через территорию России полностью урегулированы, а поставки осуществляются в рамках подписанного между сторонами соглашения.

Китай также направил первую партию топлива. Сейчас она доставляется в Киргизию автомобильным транспортом. Для ускорения поставок правительство поручило государственным органам обеспечить для таких грузов «зеленый коридор».

Диверсификация импорта

Ранее власти Киргизии вели переговоры о поставках ГСМ из альтернативных источников. Помимо Беларуси и Китая, рассматривались поставки из России, Казахстана, Азербайджана, Узбекистана и Туркменистана.

В начале июля запасы бензина АИ-92 в стране оценивались примерно в 3-4 недели, что ускорило поиск дополнительных поставщиков. Для предотвращения дефицита власти ввели временный запрет на вывоз топлива до насыщения внутреннего рынка, а также упростили импорт нефти и нефтепродуктов.
Кроме того, весной 2026 г. на фоне обострения ситуации вокруг Ормузского пролива правительство запустило программу субсидирования поставщиков ГСМ. Компенсации разницы между закупочной и фиксированной ценами будут выплачиваться до 30 сентября 2026 г.

Диверсификация поставок проходит на фоне напряженной ситуации на российском рынке топлива. Россия остается основным поставщиком ГСМ в Киргизию, обеспечивая 90-95% потребностей республики. Поставки осуществляются в рамках межправительственного соглашения 2016 г., предусматривающего беспошлинный импорт топлива. Согласно индикативному балансу на 2026 г., республика может беспошлинно импортировать 650 тыс. т бензина и 550 тыс. т дизтоплива (квота на дизель была увеличена на 100 тыс. т в ноябре 2025 г.). Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Мировой импорт трубопроводного газа в январе-июне 2026 г. увеличился на 1% в годовом выражении и достиг 306 млрд м³, тогда как импорт сжиженного природного газа (СПГ) за тот же период вырос лишь на 1,1%, до 215,64 млн т.
Такие данные приводятся в июльском ежемесячном докладе Форума стран-экспортеров газа (ФСЭГ).

Вместе с тем мировой газовый рынок продолжает испытывать влияние конфликта на Ближнем Востоке и ограничений судоходства через Ормузский пролив, что привело к снижению добычи и изменению направлений поставок СПГ.

Импорт

По данным ФСЭГ, в 1-м полугодии 2026 г. мировой импорт трубопроводного газа увеличился до 306 млрд м³. Рост обеспечили прежде всего Казахстан, Канада и страны Евросоюза, компенсировав сокращение поставок в США, Мексику и Китай.

Крупнейшим экспортирующим регионом остается Евразия, на которую приходится около 33% мировых поставок трубопроводного газа.

При этом в июне 2026 г. мировой импорт СПГ сократился на 2,9% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. - до 33,36 млн т, что стало следствием снижения закупок европейскими странами. Частично падение компенсировали растущие поставки в Азию, на Ближний Восток и в Африку.

Несмотря на июньское снижение, по итогам января-июня мировой импорт СПГ вырос на 1,1%, или на 2,39 млн т, достигнув 215,64 млн т. Основной вклад в рост внесли страны Ближнего Востока и Африки.

Мировая добыча газа упала

В мае мировая добыча природного газа сократилась на 5% в годовом выражении - до 333 млрд м³. Главной причиной ФСЭГ называет резкое снижение производства на Ближнем Востоке, где добыча уменьшилась более чем на треть вследствие продолжающегося конфликта и ограничений в районе Ормузского пролива.

Крупнейшим газодобывающим регионом мира остается Северная Америка. На США пришлось 34% мировой добычи газа против 31% годом ранее. Доля Евразии составила 20%, Азиатско-Тихоокеанского региона - 18%.

Европа сокращает закупки СПГ 4-й месяц подряд

По данным ФСЭГ, импорт СПГ в Европу в июне снизился на 21% в годовом выражении - до 7,89 млн т. Это уже 4-й месяц подряд, когда европейские закупки демонстрируют отрицательную динамику.

В организации отмечают, что сокращение связано как с ограничением мирового предложения после закрытия Ормузского пролива, так и с перераспределением поставок в пользу Азии. Азиатские покупатели предлагают более высокие цены, поэтому экспортеры из США и стран Западной Африки перенаправляют грузы на рынки с более высокой маржинальностью. В результате Европа получает меньше спотовых партий СПГ.

Потребление газа в ЕС растет из-за жары

Потребление природного газа в Евросоюзе в июне выросло на 1,4% - до 16,6 млрд м³.

Рост спроса обеспечил энергетический сектор: жаркая погода повысила потребление электроэнергии на кондиционирование, а снижение генерации на ветровых (ВЭС) и гидроэлектростанциях (ГЭС) увеличило загрузку газовых электростанций. Промышленный спрос также продолжил поддерживать рынок, тогда как бытовое потребление оставалось низким из-за сезонного фактора.

Общая выработка электроэнергии в ЕС в июне увеличилась на 2,3%, до 203 ТВт·ч. При этом:

• производство электроэнергии на газовых электростанциях выросло на 9%,
• на угольных - на 25%.

Генерация на солнечных электростанциях (СЭС) увеличилась на 10%, тогда как выработка ВЭС и ГЭС снизилась на 11% и 9% соответственно. Производство электроэнергии на АЭС сократилось на 0,7%.

В структуре генерации лидирующую позицию сохранили возобновляемые источники энергии (без учета гидроэнергетики) с долей 44%, далее следуют:

• атомная энергетика (22%),
• природный газ (15%),
• гидроэнергетика (12%),
• уголь (8%).

По оценке ФСЭГ, сохраняющаяся напряженность на Ближнем Востоке продолжит оказывать влияние на мировой газовый рынок, поддерживая высокую волатильность цен и перераспределение потоков СПГ между Европой и Азией. Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Правительство РФ фиксирует первые признаки стабилизации ситуации на внутреннем рынке нефтепродуктов после принятых ограничительных мер.
Об этом заявил вице-премьер А. Новак в эфире «Вестей».

По его словам, эффект дали:

• запрет экспорта нефтепродуктов,
• насыщение рынка за счет импорта,
• увеличение объемов производства,
• перенос сроков ремонтов заводов.

При этом вице-премьер отметил, что в отдельных субъектах РФ ситуация остается напряженной. По его словам, правительство совместно с нефтяными компаниями продолжает в ручном режиме прорабатывать дополнительные поставки нефтепродуктов в проблемные регионы.

Одним из ключевых вопросов являлется обеспечение топливом агропромышленного комплекса в период уборочной кампании. Правительство подтвердило балансы поставок для каждого региона и закрепило объемы отгрузки за конкретными нефтяными компаниями. Координацией взаимодействия между поставщиками топлива и сельхозпредприятиями занимаются региональные операторы.

Отдельное внимание уделяется северному завозу. Из-за короткого периода навигации необходимо своевременно обеспечить северные территории авиакеросином и зимним дизельным топливом. На последнем совещании рассмотрели объемы уже выполненных поставок и потребность в дополнительных отгрузках.

Принятые меры

Напомним, что ситуация на топливном рынке России осложнилась с конца весны 2026 г. на фоне продолжающихся атак беспилотных летательных аппаратов (БПЛА) на объекты ТЭК в т.ч. нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), сокращения объемов производства бензина и дизтоплива, изменения логистических схем, наступления сезона высокого спроса, дополнительно усиливающегося из-за ажиотажных явлений.

Для стабилизации ситуации принят ряд мер:

• увеличена загрузка действующих НПЗ до максимального уровня, сокращены сроки текущих ремонтов, планово-предупредительные ремонты (ППР) перенесены,
• действуют полные запреты (в т.ч. для производителей) на экспорт бензина и дизтоплива (действуют до 31 июля) и авиакеросина (действует до 30 ноября),
• приняты меры по обеспечению внутреннего рынка топливом, произведенным по упрощенной схеме (на внутренний рынок допущены бензин и дизтопливо экологического класса Евро-3, а
• смешение прямогонного бензина с др. компонентами для получения высокооктанового бензина приравнено к производству как таковому),
• начаты импортные поставки нефтепродуктов, приняты меры по стимулированию импорта,
• снижены нормативы биржевых продаж с 15% до 10% по автомобильному бензину на период с 1 июля по 30 сентября 2026 г., по дизтопливу готовится снижение с 16% до 10%, срок пока не определен,
• доработана система, исключающая перекупщиков на бирже, принимаются меры для перевода потребителей в т.ч. независимые АЗС на прямые контракты с вертикально интегрированными нефтяными компаниями (ВИНК);
• механизм импортного демпфера распространен на дизельное топливо (он будет выплачиваться, если в предыдущем месяце в России действовал запрет на экспорт дизельного топлива, керосина и средних дистиллятов).

Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Два судна-тяжеловоза доставили технологические модули для проекта «Арктик СПГ 2» в Мурманскую область.
На это обратило внимание издание gCaptain.

Согласно спутниковым снимкам Synmax и Planet Labs, суда Glory Ocean (IMO 9934498) и Bright Ocean (IMO 9830769) в настоящее время пришвартованы у Центра строительства крупнотоннажных морских сооружений (ЦСКМС) в пос. Белокаменка. Переход из восточной части Китая занял около 2,5 месяцев и может свидетельствовать о возможном возобновлении работ по третьей производственной линии проекта.


Модуль, доставленный судном Glory Ocean, разгружается непосредственно рядом с недостроенной ОГТ для 3^й линии сжижения Арктик СПГ-2. Судно Bright Ocean в это же время находилось ближе к сборочному комплексу. Такая расстановка может указывать на подготовку к монтажу оборудования непосредственно на ОГТ, что потенциально означает возобновление строительных работ, приостановленных в июле 2024 г. из-за санкций.

Glory Ocean доставило модуль TMR-001 – ключевой элемент трубопроводной эстакады, который устанавливается в центральной части платформы, а Bright Ocean – модуль TMR-002, следующий в технологической цепочке монтажа. Однако говорить о полном восстановлении работ пока преждевременно. Еще два модуля – TMR-003 и TMR-004 – остаются на бывшей верфи Wison Offshore (ныне Wison New Energies) в китайском Чжоушане, которая также оказалась затронута санкционными ограничениями.

Glory Ocean, также известный как Nan Feng Zhi Xing, и Bright Ocean (прежнее название – Hunter Star), ранее уже участвовали в транспортировке оборудования для проекта, однако были включены в санкционные списки США в 2024 г.

Дополнительную активность демонстрирует и судно-тяжеловоз ледового класса Arc 7 Audax (IMO 9763837), ранее задействованное в логистике проектов «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ 2». Судно недавно покинул якорную стоянку у побережья г. Ляньюньгана, где находился с июня 2024 г. Согласно данным AIS, 10 июля судно зашло в порт Ляньюньган, где и находится по сей день. Несмотря на санкции США, Евросоюз снял ограничения с Audax и полупогружного грузового судна ледового класса Arc 7 Pugnax в октябре 2025 г. после заверений оператора о прекращении участия в проектах, связанных с российским СПГ.

Проект Арктик СПГ-2

• реализуется на п-ве Гыдан, на другом берегу от порта Сабетта, где расположен экспортный терминал Ямал СПГ;
• ресурсная база – Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение, доказанные и вероятные запасы которого по стандартам PRMS (на 31 декабря 2020 г.) составили 1434 млрд м³ природного газа и до 90 млн т жидких углеводородов;
• завод должен включать в себя 3 технологические линии общей мощностью 19,8 млн т/год СПГ (6,6 млн т/год каждая) и 1,6 млн т/год стабильного газового конденсата, размещенных в акватории Обской губы на основаниях гравитационного типа (ОГТ);
• 2 линии уже доставлены на место работы и введены в эксплуатацию;
• основным акционером Арктик СПГ-2 является НОВАТЭК (60%), также в нем участвуют французская TotalEnergies, китайские CNPC и CNOOC, японский Japan Arctic LNG (консорциум JOGMEC и Mitsui), владеющие по 10% каждый.

Пока неясно, означает ли доставка новых модулей полноценное возобновление работ или лишь перемещение оборудования из Китая на территорию России. Ранее стало известно о намерении американских инвесторов использовать часть оборудования Арктик СПГ-2 в новом СПГ-проекте на Аляске – Polar LNG

Напомним, что НОВАТЭК планирует нарастить танкерный ффлот для транспортировки СПГ. Компания ведет переговоры о приобретении 10 танкеров-газовозов ледового класса Arc7, находящихся под контролем японского судовладельца Mitsui O.S.K. Lines (MOL) и южнокорейской судостроительной компании Hanwha Ocean (ранее DSME). По данным TradeWinds, в пакет могут войти как строящиеся суда, так и уже готовые к эксплуатации танкеры.

Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Государственный концерн Туркменгаз заключит контракт с германской компанией VIETZ GmbH на поставку оборудования для модернизации производственной инфраструктуры.
Соответствующее постановление подписал президент Туркменистана С. Бердымухамедов.

Документ разрешает Туркменгазу приобрести у немецкой компании необходимый объем технического оборудования для подведомственных предприятий и организаций. Стоимость будущего контракта не раскрывается.

Как отмечалось на заседании правительства Туркменистана 17 июля 2026 г., обновление материально-технической базы государственного концерна должно обеспечить более надежную работу газотранспортной системы (ГТС) и стабильные поставки природного газа как внутренним потребителям, так и по экспортным направлениям.

Власти страны подчеркнули, что важную роль в реализации этих задач играет расширение сотрудничества с ведущими зарубежными производителями оборудования, в том числе из Германии.

Напомним, что германская VIETZ GmbH специализируется на производстве комплексного оборудования для строительства, ремонта и обслуживания магистральных нефте- и газопроводов. Компания выпускает:

• тяжелую трубопроводную технику;
• сварочные тракторы;
• гидравлические станции;
• оборудование для гибки труб;
• системы контроля качества сварных соединений.

Закупка оборудования станет частью программы модернизации инфраструктуры Туркменгаза, направленной на поддержание надежности газотранспортной системы и экспортных поставок природного газа.

Добыча природного газа в Туркменистане по итогам января-июня 2026 г. составила около 39,2 млрд м³, нефти – 4,1 млн т. По сравнению с аналогичным периодом 2025 г. добыча природного газа увеличилась на 0,4%, нефти – на 0,9%. Годом ранее эти показатели составляли 38 млрд 991,4 млн м³ и 4 млн 091,5 тыс. т соответственно.

Туркменистан также прорабатывает проект создания первого в стране подземного хранилища газа (ПХГ). Предполагается, что объект будет построен на базе газоконденсатного месторождения (ГКМ) Оджак. Проектная мощность будущего хранилища оценивается в объеме до 5 млрд м³ газа.

Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Россия и Индонезия готовы начать переговоры о создании флота плавучих атомных электростанций (АЭС).
Об этом сообщил посол РФ в Индонезии С. Толченов.

Дипломат отметил, что атомная отрасль является перспективным направлением в отношениях с Индонезией как в энергетической, так и неэнергетической составляющей. По его словам, сейчас стороны готовы начать обсуждение совместных контрактов.

«Готовимся к началу переговоров, но пока ждем финального решения президента страны, что атомной энергетике или, скажем, первой атомной станции в Индонезии быть. Как только оно будет принято, можем начинать переговоры», – рассказал С. Толченов в интервью ТАСС.

Также посол напомнил, что еще в ходе майской поездки главы Росатома А. Лихачева в Индонезию Джакарта подтвердила, что наиболее приоритетным проектом для нее является плавучая АЭС. Более того, С. Толченов подчеркнул, что именно плавучие АЭС проще строить, они требуют меньше времени на реализацию, и их легче доставить и подключить к береговой инфраструктуре.

За счет строительства плавучих АЭС Индонезия может отчасти решить проблему с нехваткой или дороговизной электроэнергии в отдельных регионах.

Отметим, что в 2024 г. Индонезия обсуждала с Россией и США поставки малых модульных реакторов (ММР) для своих атомных электростанций. Тогда же уточнялось, что страна заинтересована и в ПАЭС, поскольку для региона характерна повышенная сейсмическая активность.

Напомним, сотрудничество между Россией и Индонезией в области мирного атома началось еще в 2015 г., когда Росатом и Национальное агентство по ядерной энергетике Индонезии (BATAN) подписали меморандум о взаимопонимании по строительству крупных атомных станций и плавучих энергоблоков.

Наглядный пример плавучей станции

Аналогичный проект уже активно эксплуатируется в России, что делает страну перспективным партнером в области подобных инициатив. Плавучая атомная теплоэлектростанция (ПАТЭС) Академик Ломоносов была запущена в мае 2020 г. Срок ее службы рассчитан на 35–40 лет.

Станция расположена около города Певек в Чукотском автономном округе. Она включает в себя плавучий энергетический блок Академик Ломоносов (ПЭБ) – головной проект серии мобильных транспортабельных энергоблоков малой мощности.

ПЭБ Академик Ломоносов оснащен двумя реакторными установками КЛТ-40С. Вместе они способны обеспечивать в номинальном режиме выдачу в береговые сети 70 МВт электроэнергии и до 50 Гкал/ч тепловой энергии для нагрева теплофикационной воды.

ПАТЭС предназначена для замещения выбывающих мощностей Билибинской АЭС, эксплуатируемой с 1974 г., и Чаунской ТЭЦ, которой уже более 70 лет. После останова Билибинской АЭС энергоснабжение Чаун-Билибинского энергоузла обеспечивается ПАТЭС.

Отметим, в конце мая стало известно, что Росатом разработал первый реактор для плавучей АЭС на Дальнем Востоке. Реакторную установку РИТМ-200С создали на заводе ЗиО-Подольск.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. СИБУР завершил полупромышленное моделирование запуска одной из производственных линий Амурского газохимического комплекса (ГХК), что стало одним из ключевых этапов подготовки предприятия к выпуску первой продукции.
Об этом сообщила пресс-служба СИБУРа.

Испытания проводились на базе Центра пилотирования технологий (ЦПТ) в Тобольске и позволили заранее отработать технологические режимы будущего производства.

В компании отмечают, что Амурский ГХК стал первым проектом в российской нефтегазохимии, где практический опыт эксплуатации новых мощностей формируется еще до их фактического запуска.

На площадке ЦПТ специалисты воспроизвели работу одной из линий по выпуску полиэтилена высокой плотности (ПЭВП) в полупромышленном масштабе. Такой подход позволяет:

• заранее определить оптимальные параметры пусковых операций,
• проверить инженерные решения,
• смоделировать различные сценарии эксплуатации оборудования.

По словам исполнительного директора Центра пилотирования технологий, д.х.н. И. Салахова, в мировой практике вывод новых установок на проектную мощность может занимать от нескольких месяцев до 2-х лет. Использование пилотного комплекса позволяет заранее подобрать оптимальные режимы работы, определить особенности применения катализаторов и выявить возможные отклонения еще до начала промышленной эксплуатации.

Следующим этапом специалисты Центра пилотирования технологий примут участие уже непосредственно в пусковых операциях на площадке Амурского ГХК, где также продолжатся испытания катализаторов, включая собственные разработки СИБУРа.

Отработаны новые технологии производства

На Амурском ГХК полиэтилен высокой плотности будет выпускаться по новой для СИБУРа суспензионной технологии.

Во время испытаний специалисты воспроизвели будущий производственный процесс в петлевых реакторах и определили оптимальные режимы применения двух каталитических систем.

По итогам моделирования было произведено более 1,5 т полиэтилена пяти марок, предназначенных для изготовления:

• упаковки;
• строительных материалов;
• труб для жилищно-коммунальной инфраструктуры.

Полученные образцы направлены в центр прикладных исследований СИБУР ПолиЛаб, где специалисты проверят технологичность переработки, физико-механические свойства материалов и их соответствие требованиям целевых рынков.

Подготовка персонала началась до запуска комплекса

Испытания стали частью подготовки будущей эксплуатационной команды предприятия.

Как отметил генеральный директор Амурского ГХК С. Сергеев, специалисты заранее отработали последовательность пусковых операций, особенности работы оборудования и автоматизированной системы управления технологическим процессом. Это позволит подойти к промышленному запуску уже с практическими навыками эксплуатации новой технологии и ускорить выход комплекса на проектную мощность.

Новый стандарт подготовки крупных проектов

В СИБУРе рассчитывают сделать предварительное моделирование пусковых режимов обязательным элементом подготовки крупных инвестиционных проектов.

Аналогичный подход уже применяется при подготовке к запуску комплекса ДГП-2 на ЗапСибНефтехиме. Он позволяет заранее проверить технологические решения, обучить персонал и снизить риски при вводе новых производств.

Напомним, что Центр пилотирования технологий в Тобольске был введен в эксплуатацию в конце 2024 г. Комплекс объединяет 12 технологий производства полиэтилена и полипропилена, охватывая большинство решений, применяемых мировой нефтехимической отраслью. Это единственная в России площадка, позволяющая воспроизводить нефтехимические процессы в полупромышленном масштабе.

Центр используется для:

• масштабирования новых технологий,
• проверки инженерных решений и испытаний катализаторов, включая разработки собственных научных подразделений СИБУРа.

Амурский ГХК

Амурский газохимический комплекс строится с 2020 г. в Свободненском районе Амурской области, рядом с технологически связанным с ним Амурским газоперерабатывающим заводом (ГПЗ) Газпрома. Сырьем для Амурского ГХК станет этановая фракция и сжиженные углеводородные газы (СУГ), которые будут поступать с Амурского ГПЗ..

После выхода на проектную мощность предприятие сможет ежегодно производить:

• до 2,3 млн т полиэтилена;
• 400 тыс. т полипропилена.

В состав комплекса войдет крупнейшая в мире по мощности переработки этана установка пиролиза. Запуск предприятия позволит увеличить российские мощности по производству базовых полимеров более чем на 40%.

В настоящее время Амурский ГХК находится на завершающем этапе подготовки к вводу в эксплуатацию.

В мае 2026 г. глава АГХК С. Сергеев уточнял, что конечный продукт в виде гранул будет получен в августе 2026 г. Тогда же он отметил, что готовность предприятия к запуску достигла 100%. Ориентировочно в текущем году начнется выпуск полиэтилена, а в 2027 г. – полипропилена. Выход на проектную мощность ожидается в 2028 г.

Подпишитесь

Читать полностью