CC BY
15Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 2(17) 2017 ■ http://oilgasjournal.ru
ПЕРСПЕКТИВЫ СОЗДАНИЯ НОРИЛЬСКОГО ТЕХНОХАБА
А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин, Н.А. Шабалин Институт проблем нефти и газа РАН E-mail: [email protected]
Анализ и систематизация результатов геолого-разведочных работ в конкретном регионе способствуют выделению и актуализации площадей для последующего геологического изучения. Большой нефтегазовый потенциал - первый и главный фактор привлечения потенциальных инвесторов. Важной задачей в этом направлении является геолого-геофизическое обоснование наличия и размещения углеводородного потенциала в слабоизученных регионах. Даже в случае последующего открытия небольших по размерам месторождений они могут сыграть значительную роль в удовлетворении местных нужд в углеводородном сырье и продуктах его переработки.
Второй существенный фактор - наличие экспортных терминалов и трубопроводных систем, позволяющих осуществлять доставку добываемых углеводородов для отгрузки УВ на танкерах на рынки стран Европы и стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Работы в данном направлении в период 2012-2017 гг. выполнялись в Аналитическом центре научно-технического прогнозирования в нефтегазовой отрасли ИПНГ РАН в рамках темы ОНЗ-1 «Геологическое строение и нефтегазоносность Арктики (территории и акватории)». Актуальность работ обусловлена поставленными Президентом Российской Федерации В.В. Путиным на заседании Президиума Госсовета 29 ноября 2012 г. задачами по созданию кластеров по добыче и углубленной переработке полезных ископаемых как точек ускоренного роста, призванных дать мультипликативный эффект для развития экономики севера Красноярского края; а также Планом мероприятий по реализации Стратегии развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 г.
Авторами рассмотрены результаты анализа объемов «Северного завоза», создания нефтегазоперерабатывающей инфраструктуры и прогнозных объемов нефти и газа, необходимых для обеспечения деятельности Норильских горно-металлургических предприятий, морских портов Диксон и Дудинка.
Устойчивое и поэтапное развитие Арктики, региона стратегических интересов РФ - это не только охрана границ РФ, но и развитие инфраструктуры и транспортных артерий, освоение ресурсов полезных ископаемых. Проведение активных геолого-
разведочных работ на Арктическом шельфе и прилегающей суше позволяет определить нефтегазовый потенциал региона. Очередность ввода в эксплуатацию различных арктических объектов определяется экономической целесообразностью, рентабельностью проектов, наличием технологий и безопасностью освоения ресурсов УВ [Мастепанов А.М. О конкурентоспособности нефтегазовых проектов Арктического шельфа в условиях низких цен на энергоресурсы // Neftegaz.RU. 2017. № 1. С. 20-30].
Таймырский сектор Арктики имеет огромный ресурсный потенциал как твердых полезных ископаемых, так и углеводородного сырья (рис. 1). В его границах располагаются открытые в советское время месторождения меди и никеля (Норильск), а также нефти и газа (Ванкор). Из-за плохо развитой инфраструктуры этот регион является одним из наименее изученных в РФ [Казаис, 2017].
Рис. 1. Ресурсный потенциал Норильского технохаба, где А - область нефтегазонакопления (I - Ванкорская или Усть-Енисейская, II - Норильская, III- Новотаймырская) [Казаис, 2017]
Территория Таймырского Долгано-Ненецкого района Красноярского края России, площадью 879,9 тыс. км2, расположена за Полярным кругом и включает в себя полуостров Таймыр, восточную часть полуострова Гыдан, северную часть Среднесибирского
плоскогорья и архипелаг Северная Земля. Жемчужина края - Норильский рудный район, включающий месторождения сульфидных медно-никелевых руд: Норильск 1, Талнахское, Октябрьское, Горозубовское, Норильск 11, Черногорское и Имангдинское.
Руды медно-никелевой провинции, содержащей более половины запасов меди и никеля России, - комплексные и содержат кобальт, платину, родий, иридий, осмий, рутений, золото, серебро, селен, теллур. В недрах района выявлены апатиты, слюда, уголь и другие полезные ископаемые. Общая площадь нефтегазоперспективных земель здесь превышает 550 тыс. км2. Климат района резко континентальный. Территория находится в зоне постоянного вторжения холодных арктических масс воздуха со стороны Северного Ледовитого океана и отличается продолжительной холодной зимой (8-9 месяцев) и умеренно теплым летом, большими годовыми и суточными перепадами температур воздуха.
Проблема поиска промышленных месторождений нефти и газа в Таймырском Долгано-Ненецком районе, как на начальных этапах освоения его территории, так и по сей день, в первую очередь определена потребностью в экономически эффективном источнике энергии. Необходимость пополнения запасов топлива пароходов, следовавших Великим Северным морским путем, потребовала в начале 20-го века начать поиски и разведку месторождений каменного угля. В 1920 г. при поисках угля были открыты крупные месторождения меди, никеля и платины, обнаруженные еще до 1870 г. Обустройство и освоение крупного медно-никелевого месторождения совпало с заменой паровых судовых двигателей, работающих на угле, на двигатели внутреннего сгорания, источником энергии которых являются жидкие углеводороды.
Потребности в источнике энергии населения и промышленных предприятий в Таймырском Долгано-Ненецком районе решаются путем «Северного завоза». Основной энергоноситель для деревень, поселков и индивидуальных хозяйств - каменный уголь. Для удовлетворения их нужд программой «Северного завоза» на 2017 г. предусмотрен завоз 40 000 т каменного угля, 6500 т дизтоплива, 3800 т сырой нефти и 86 т осветительного керосина, доставляемых Енисейским пароходством из южных районов Красноярского края. Потребности крупных промышленных предприятий и объектов Министерства обороны РФ в энергоносителях не публикуются. В порты Арктики и крупных сибирских рек по Северному морскому пути завозится топливо, оборудование, продовольствие, стройматериалы; в обратном направлении идут лес, полезные ископаемые.
Северный морской путь (СМП) - это кратчайший морской путь между Европейской частью РФ и Дальним Востоком. Конвекцией ООН по морскому праву 1982 г. порядок судоходства по СМП определялся правительством СССР. После распада СССР в 1991 г. СМП открыт для международного судоходства. В настоящее время 6 атомных ледоколов обеспечивают проводку судов. Расчетная максимальная пропускная способность СМП не менее 50 млн т/год. Интенсивное использование СМП при рейсе длиной 5600 км выдвигает необходимость строительства и содержания нефтебаз для дозаправки судов в портах (Игарка, Диксон, Дудинка, Нордвик, Тикси в дельте Лены, Амбарчик в устье Колымы, Певек, Провидение).
С позиции тектоники литосферных плит Арктический сегмент Земли образовался при распаде в палеозой-мезозойское время суперконтинента Пангея, дробления и растаскивания частей континента Лавразия в виде отдельных микроконтинентов и в результате их причленения друг к другу. С раннего палеозоя до триаса включительно на Сибирской платформе происходило последовательное смещение областей интенсивного прогибания и морских бассейнов в северном направлении. На границе силура и девона фаза значительных поднятий в западной части Сибирской платформы сменилась на фазу относительных прогибаний, достигших максимума в среднем-верхнем палеозое и начале триаса, с излиянием трапповой магмы в перми - начале триаса. Енисей-Хатангский региональный прогиб (ЕХРП) сформировался в результате спрединга микроконтинента Таймыр (складчатый/горный Таймыр), отколовшегося в пермско-триасовое время от литосферной плиты Сибирской платформы. В начале позднеюрской эпохи ЗападноСибирская плита приобрела современные очертания с обособлением внутренней и внешней областей и переходной зоны ЕХРП. Единый морской бассейн расширился и стабилизировался.
Осадочный комплекс на Западно-Сибирской плите, ЕХРП и южной части Карского моря сложен отложениями морских и прибрежно-морских фаций верхнеюрского и мелового возраста. В юре произошло заполнение грабенов и впадин, началось формирование сплошного осадочного чехла. Морской бассейн западной части ЕХРП -Усть-Енисейского прогиба смыкается на широте Ванкорской площади с морским бассейном Западно-Сибирской плиты в 60 км к западу от современной долины реки Енисей. На этих отложениях залегает глинисто-алевритовая толща верхнеюрских пород, за исключением отдельных участков мегавалов. Мощность среднетриасовых-юрских
отложений достигает 5 км. Меловые отложения мощностью более 3,5 км залегают с угловым несогласием на подстилающих осадках. Отложения валанжин-сеноманского возраста представлены мощной песчаной толщей.
Ванкорский НГР располагается в восточной части Западно-Сибирской плиты, примыкающей к Сибирской платформе (рис. 2). Для Ванкорского НГР характерны обширные изометрические впадины, разделенные узкими валообразными поднятиями северо-восточного и субмеридионального направления. Рассматриваемая территория находится в пределах Большехетской структурной мегатеррасы, положительного незамкнутого элемента I порядка в пределах Надым-Тазовской синеклизы. В пределах Большехетской мегатеррасы выделяется Сузунское и Лодочное валообразные поднятия. Ванкорская структура осложняет северное окончание Лодочного валообразного поднятия. Ванкорское поднятие представляет собой изометричную структуру, вытянутую с юга на север. По кровле нижнеяковлевской подсвиты Ванкорское поднятие оконтуривается изогипсой -1600 м, имеет длину 30,3 км и ширину 5,6-13,3 км. Соотношение длинной и короткой осей 2,3-5,4. Высота поднятия 70 м, площадь 269,2 км2. Северный и Южный купола замыкаются изогипсой -1580 м. Южный купол имеет высоту 45 ми площадь 115,6 км2, а Северный - 20 м и 45,5 км2 соответственно.
Осадочные отложения, мощностью 7-8 км, здесь формировались в условиях прибрежной литорали в процессе регрессии юрского бассейна. В геологическом строении
С ¡¡й. Структурная карта ВАНКОРСКОГО НГР
Рис. 2. Структурная карта Ванкорского НГР [Казаис, 2017]
Ванкорского НГР принимают участие метаморфические образования архейско-среднепротерозойского возраста, осадочные образования ранне-средне-поздне-палеозойского и мезозойско-кайнозойского возраста. Глубоким бурением изучены только отложения мезозойско-кайнозойского возраста. Это, в основном, мелкозернистые песчаники, крупнозернистые алевролиты, аркозовые разновидности. Текстура отложений от волнистой и линзовидной до горизонтальной и косослоистой [Ветрова и др., 1989]. Сведения о строении более древних отложений по данным бурения отсутствуют.
К 2011 г. на территории Таймырского Долгано-Ненецкого района, на левобережье реки Енисей в Пур-Тазовской НГО, было открыто 11 месторождений нефти и газа с суммарными геологическими запасами по российским категориям С1+С2 1 773 722 тыс. т условного топлива и 5 месторождений на правобережье реки Енисей в Енисей-Хатангской НГО с суммарными геологическими запасами по российским категориям С1+С2 409 652 тыс. т условного топлива (ДЕШ, ЕШД). Эти данные хорошо коррелируются с оценками 1979 г., согласно которым объем осадочного выполнения в Енисей-Хатангской НГО до глубины 7 км составляет 1148 тыс. км3. Объем возможных коллекторов 179,2 тыс. км3, в них содержится 9374 млн т условного топлива, в том числе 1765 млн т нефти и 7609 млрд м3 газа [2, 3, табл. 1]. Американская геологическая служба (USGS) в 2008 г. оценила углеводородный потенциал Енисей-Хатангской НГО следующим образом: нефть - 0,797 млрд т или 5 583,74 млн бар. нефти (ММВО); газ - 2,83 трлн м3 или 99 964,26 BCFG; газоконденсатные жидкости (NGL) - 0,382 млрд т или 2 675,15 млн бар. ГКЖ (MMBNGL). Всего - 3 559,9 млрд т нефтяного эквивалента или 24 919,61 млн бар. нефтяного эквивалента (ММВОЕ).
В ходе доразведки и обустройства месторождений в западной части ЕХРП к январю 2016 г. суммарные извлекаемые запасы по российским категориям АВС1+С2 составляют 1 642 451 тыс. т условного топлива, из них две трети - нефть и конденсат [Цифровая карта - на 01.01.2016 г.]. В ходе сейсморазведочных работ в Енисейском заливе к 2010 г. в мезозойских отложениях выявлен ряд локальных поднятий, суммарные начальные локализованные ресурсы которых оцениваются в 1318 млн т нефтяного эквивалента/условного топлива [Мейснер и др., 2010]. Вовлечение этих объемов в разработку в значительной мере поддержит концепцию создания экспортного терминала на полуострове Диксон, предусматриваемого на втором этапе создания Таймырского технохаба/кластера.
Таблица 1
Ресурсы нефти и газа в Енисей-Хатангской НГО на 1979 г.
Нефтегазоносный район Нефть f млн, тонн Газ; мл рj.m3 Условное топлне о f млн.тонн
Малохетскин 4S З&б 434
Тэламский 39 302 341
1нис ейскнйзал не 71 692 763
Агалскин 119 1003 1122
Пясинский 27 244 271
Рассоышскнн 7S 653 731
Дуд ьптпшсенй 91 SOO 891
Пяснно-Хетскин 39 200 239
Гортнтско-Т аймьфский 157 921 10 7S
139 1017 1156
Ждяшиннскнй 15 10 25
В настоящее время действуют: нефтепровод протяженностью 543 км, диаметром 820 мм, Ванкорское месторождение - НПС «Пурпе» (терминал ПАО «Транснефть») пропускной способностью 25 млн т/год, газопровод Ванкор-Хальмер-Паютинское месторождение (терминал ПАО «Газпром»), газопровод - Пеляткинское - Дудинка -Норильск пропускной способностью более 4 млн м3/год и конденсатопровод с г. Дудинка, где имеется цех по переработке конденсата. Поставляемая в систему магистральных трубопроводов ПАО «Транснефть» нефть используется для заполнения ВСТО. Газ, поставляемый по газопроводу Пеляткинское - Дудинка - Норильск, используется для нужд ЖКХ и производственных предприятий г. Дудинки, аэропорта Алыкель, г. Норильска и Норильского ГМК. Отсутствие трубопроводов с большой пропускной способностью не позволяет вводить в эксплуатацию обустраиваемые месторождения. Наряду с вариантом строительства трубопроводов с Ванкорского НГР на экспортный терминал на Диксоне выглядит очень прагматичным вариант строительства в г. Дудинке нефтеперерабатывающего завода мощностью 1-3 млн т/год для переработки углеводородов с обустроенных и обустраиваемых месторождений в Ванкорском НГР Пур-Тазовской НГО. Создание в г. Дудинке такого нефтеперерабатывающего завода позволит:
• обеспечить Норильский ГМК и арктические объекты Минобороны необходимыми объемами нефтепродуктов и ГСМ;
• обеспечить нефтебазы морских и речных портов необходимыми объемами нефтепродуктов и ГСМ для заправки судов, следующих по Северному морскому пути;
• решить проблему «Северного завоза» нефтепродуктов не только для северных районов Красноярского края, но и Республики Саха/Якутия;
• частично решить проблему доставки добываемых углеводородов на внутренний рынок;
• активизировать нефтегазопоисковые работы на северном борту Тунгусской синеклизы.
Ванкорское месторождение
Ванкорское месторождение открыто в 1988 г. при бурении скважины Ванкорская-1, из которой был получен аварийный фонтан газа. Первый приток нефти на месторождении получен в январе 1991 г. при испытании скважины Ванкорская-6. Ближайший населенный пункт, г. Игарка, находится в 140 км, а районный центр пос. Туруханск - в 300 км к юго-западу от месторождения. Район относится к слабо населённым, с плотностью населения менее 1 человека на км2. Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленной эксплуатации: Мессояхское, Южно- и Северо-Соленинское, - расположены в 160-180 км к север-северо-западу от Ванкорского месторождения. В 200 км к запад-юго-западу от Ванкорского месторождения находится Заполярное месторождение, на котором расположена ближайшая точка Единой системы газоснабжения России. Месторождение находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород. В среднем толщина этой зоны составляет 450-480 м, толщина деятельного слоя - 0,5-1,0 м. В орографическом отношении район месторождения занимает центральную часть Нижне-Енисейской возвышенности, рельеф которой представляет собой полого-холмистую заболоченную поверхность тундры и лесотундры, изрезанную многочисленными реками и изобилующую озерами. Абсолютные отметки рельефа, как правило, не превышают 50-100 м.
Право пользования недрами Ванкорского лицензионного участка с целью добычи углеводородного сырья и геологического изучения недр южной части Ванкорского месторождения принадлежит ООО «РН-Ванкор» на основании Лицензии КРР 12564 НР от
02.08.2004 г. Эксплуатационное бурение ведется с 2006 г. Месторождение расположено на территории двух лицензионных участков - Ванкорского и Северо-Ванкорского (рис. 3).
Рис. 3. Ванкорские лицензионные участки. [Источник: выкопировка из обзорной карты
Конторовича А.А. и др., 2008 г.]
Ванкорское газонефтяное месторождение большей частью расположено в Туруханском районе Красноярского края, часть его территории, в пределах Северо-Ванкорского лицензионного участка, расположена на территории Таймырского Долгано-Ненецкого района Красноярского края. Общая площадь месторождения составляет 447 км2. Действующий технологический документ - «Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения» 2012 г. (протокол ЦКР Роснедра №5462 от 15.11.2012 г.). Скважинами Ванкорского месторождения вскрыты юрские, меловые и четвертичные отложения. Причем юрские отложения вскрыты не в полном объеме: в самой глубокой скважине Внк-11 забой находится в вымских отложениях средней юры. Продуктивными являются меловые отложения. Основная продуктивность Ванкорского
месторождения связана с долганским, яковлевским и нижнехетским уровнями (рис. 4). Приток нефти получен в скважине СВн-1 из пласта Сд-1Х суходудинской свиты.
Рис. 4. Схема стратиграфического расчленения нижнемеловых отложений Ванкорского НГМ. [Источник: П.А. Фокин, В.Р. Демидова (МГУ), В.М. Яценко, П.В. Ставинский, О.В. Лисунова (Роснефть). Состав и условия образования продуктивных толщ Нижнехетской и Яковлевской свит нижнего мела Ванкорского нефтегазового месторождения (северо-восток Западной Сибири), 2008 г.]
Ванкорское месторождение является многопластовым: в отложениях мелового возраста выявлено семь продуктивных пластов, содержащих семь залежей. Из них залежь Дл-I-III - газовая, залежи в пластах яковлевской свиты (Як-I, Як-II, Як-Ш-VII) -газонефтяные; в средней части разреза установлены две чисто нефтяные залежи в пластах Сд-IX и Нх-I суходудинской и нижнехетской свит; соответственно, в низах мелового разреза расположена нефтегазоконденсатная залежь пласта Нх-III-IV нижнехетской свиты. Залежи пластов Дл-I-III, Як-I, Як-II, Як III (северная), Нх-I - пластовые, сводовые, литологически экранированные; залежь Нх-III-IV - пластовая, сводовая; залежи пластов Як-III-VII и Сд-IX - массивные, сводовые. Размеры залежей изменяются от 6x3-4 до 33,5x8,5-18,5 км, высота варьирует от 10 до 115 м. Средняя глубина залегания пластов
долганской свиты находится в интервале 995-1015 м, яковлевской - 1650-1671 м, нижнехетской - 2550-2900 м, пласта Сд-1Х - 2400 м, Як-ПН - 1620 м. В кровле долганской свиты выделяются три песчаных пласта-коллектора Дл-1, Дл-П, Дл-Ш, объединенные гидродинамически в единый продуктивный пласт-коллектор Дл-1-Ш. Коллекторами пласта Дл-1-Ш служат алевро-песчаники полевошпатово-кварцевого состава преимущественно с глинистым цементом. Пористость песчаников меняется от 21,4 до 36,6%, проницаемость - от 17,5 до 3128x10-15 м2 Коэффициент песчанистости составляет 0,47, расчлененности - 5,5. Коллекторами пластов яковлевской свиты служат песчаники полевошпатово-кварцевого состава различной литификации, от песков с глинистым цементом до крепких плотных разностей с карбонатным цементом. Пористость песчаников меняется от 13 до 32,9%, проницаемость - от 4,5 до 3298,9x10-15 м2. Коэффициент песчанистости пласта Як-ГГГ-УГГ составляет 0,673, расчлененности -14,6. Коэффициент песчанистости пластов Як-1 и Як-П составляет 0,7 и 0,8, расчлененности - 3,7 и 3,6 соответственно. Коллекторами пласта Сд-1Х служат песчаники полевошпатово-кварцевого состава преимущественно с глинистым цементом. Пористость песчаников - до 22%, проницаемость - до 323x10-15 м2. Коэффициент песчанистости составляет 0,949, расчлененности - 3,5. Коллекторами пластов нижнехетской свиты служат тонкозернистые песчаники полевошпатово-кварцевого состава. Пористость песчаников пласта Нх-1 меняется от 12 до 24%, проницаемость - от 1 до 300x10-15 м2, коэффициент песчанистости пласта составляет 0,372, расчлененности - 3,6. Пористость песчаников пласта Нх-ГГГ-ГУ меняется от 14 до 24,3%, проницаемость - от 4 до 1300x10-15 м2, коэффициент песчанистости пласта составляет 0,684, расчлененности - 10,3.
Основные эксплуатационные объекты: нефтяные Сд-ГХ и Нх-Г, газонефтяной Як-Ш-УГГ, нефтегазоконденсатный Нх-ГГГ-ГУ, газовые Дл-Г-ГГГ и Як-Г-ГГ. Максимальный проектный уровень добычи нефти - 25170 тыс. т. Общий фонд скважин составляет 557, в т.ч. добывающих - 261, из них горизонтальных - 252, 9 вертикальных, которые выводятся из консервации; нагнетательных - 174, из них горизонтальных - 62, наклонно-направленных нагнетательных - 112; газовых скважин - 21, газонагнетательных скважин - 6, водозаборных скважин - 76, наблюдательных скважин - 10 шт. Проектом предусмотрено бурение 169 боковых стволов. Накопленная добыча нефти по проекту должна составить 520 147 тыс. т. Проектом предусмотрено достижение КИН по месторождению по категории ВС1 - 0,436.
Залежь пластов Як-Ш-УГГ - газонефтяная, массивная, сводовая, содержит нефть повышенной вязкости. Эффективная нефтенасыщенная толщина в разрезах скважин изменяется от 6,9 м (скважина Вн-13) до 45,8 м (скважина Вн-4/6), составляя в среднем по залежи 17,5 м. Эффективная газонасыщенная толщина в среднем по залежи составляет 9,1 м. Пласты Як-Ш-УГГ представляют собой гидродинамически связанные песчаные тела с зональной неоднородностью 0,2, послойной неоднородностью 0,57, расчлененностью 15,2. Максимальные значения коэффициентов песчанистости, проницаемости и пористости приурочены к подошве песчаного пласта-коллектора. Это связано с условиями осадконакопления - формирование пласта Як-Ш происходило в обстановке меандрирующих русловых каналов. Между пластами Як-Ш и Як-ГУ-УГГ существует постепенный литологический переход, что обеспечивает гидродинамическую связь. По своим свойствам товарная нефть пластов Як-Ш-УП относится к типу битуминозных (средняя плотность нефти в стандартных условиях после дифференциального разгазирования глубинных проб нефти в среднем равна 902 кг/м3), по содержанию серы нефть относится к классу малосернистых (в среднем 0,2%), по содержанию парафинов - к малопарафинистым (в среднем 0,94%), по значению вязкости (в среднем 86,74 мПа*с) - к высоковязким; по суммарному содержанию асфальто-смолистых веществ - к смолистым (в среднем 8,96%: асфальтенов в среднем - 0,44%, силикагелевых смол - 8,51%). Потенциальное содержание фракций, выкипающих до 200 °С, составило в среднем 2,6%; до 300 °С - 21,41%. Температура начала кипения нефти +162,93 °С, застывания -43,9 °С. Шифр согласно классификации товарной нефти - 1.4.1.1 ГОСТ Р 51858-2002. Газ, растворенный в нефти пластов Як-Ш-УГГ, - сухой, с молярной долей метана в газе однократного разгазирования в среднем 93,84%. Плотность газа в среднем составила около 0,701 кг/м3 (относительная плотность по воздуху 0,652). В общем объеме выявленных на месторождении начальных объемов нефти на долю единого эксплуатационного объекта Як-Ш-УП приходится 58%. Разрабатывается объект блочно-квадратной схемой размещения скважин с расстоянием между скважинами 1000 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1000 м.
Нефтеперерабатывающий завод в г. Дудинке мощностью 1-3 млн т/год для переработки углеводородов с обустроенных и обустраиваемых месторождений в Ванкорском НГР Пур-Тазовской НГО и Норильский горно-металлургический комбинат станут первым шагом на пути создания Таймырского технохаба/кластера.
Заключение
Создание многофункционального технохаба/кластера, нацеленного на высокоэффективное изучение и освоение нефтегазоносного шельфа Енисейского залива и западной части Енисей-Хатангской НГО, позволит диверсифицировать экономику региона за счет комплексного исследования и освоения природно-ресурсного потенциала медно-никелевых месторождений Норильского рудного района, создания методов и способов добычи, переработки и реализации продукции с высокой добавленной стоимостью.
Статья написана в рамках выполнения Программы Президиума РАН на 2017 г.
ЛИТЕРАТУРА
Ветрова Т.Н., Пономаренко З.Ф., Скрылева И.В. Литолого-петрографические особенности горизонтов-коллекторов и покрышек месторождений западной части Сибирской платформы и Большехетского мегавала [геол. отчет]. Красноярск: Енисейнефтегазгеология, 1989. 117 с. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А., Шабалин Н.А. Актуальные проблемы развития нефтегазового сектора Таймырского автономного округа Красноярского края // Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России: тез. докл. М., 2016. С. 44-52. (XXI Губкинские чтения).
Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А., Шабалин Н.А. Углеводородный потенциал Енисей-Хатангской НГО в пределах Таймырского АО и степень его освоения [Электронный ресурс] // Вторая конференция SPE по разработке месторождений в осложненных условиях в Арктике, Россия, Москва, 15-17 октября 2013 г. - Режим доступа: http: //dx .doi.org/10.2118/166815 -RU Дмитриевский А.Н, Еремин Н.А., Шабалин Н.А. Углеводородный потенциал севера Сибирской платформы // Тр. РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. 2017. № 1. С. 16-33.
Еремин Н.А., Кондратюк А.Т., Еремин Ал.Н. Ресурсная база нефти и газа арктического шельфа России [Электронный ресурс] // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика:
Электрон. науч. журн. 2010. Вып. 1(1). 15 с. - Режим доступа: http://www.oilgasjoumal.ru (Дата обращения 01.12.2017).
Еремин Н.А., Шабалин Н.А., Данилова М.В. Углеводородный потенциал Пур-Тазовской НГО в пределах Таймырского автономного округа и степень его освоения // Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России: тез. докл. М., 2013. С. 41-42. (XX Губкинские чтения).
Еремин Н.А., Шабалин Н.А. Углеводородный потенциал арктической зоны северо-запада Красноярского края и степень его освоения // X Всероссийская науч.-техн. конф. «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», Москва, 10-12 февраля 2014 г.: тез. докл. М., 2014. С. 9.
Казаис В.И. Стратегия ускоренной геологоразведки Арктики и Антарктики // NefteGaz.RU. 2017. № 1. С. 76-82.
Мейснер Л.Б. и др. Изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности недр Енисейского и Хатангского заливов [геол. отчет]. Геленджик: Южморгеология, 2010. 1324 с.
Ульмасвай Ф.С., Еремин Н.А., Шабалин Н.А., Сидоренко Св.А. Нефтегазовый потенциал Анабаро-Ленского прогиба // Neftegaz.Ru. 2017. № 1. С. 48-54.
