Правительство РФ определило объем льготной нефти на Куюмбинском месторождении "Роснефти". Куюмбинское месторождение нефти


Куюмбинское месторождение - Нефтяник Нефтяник

Залежь Усть-Куюмбинского поднятия – нефтегазовая, массивная, сводовая, тектонически и стратиграфически экранированная, открыта в 1973 г. Каверново-трещинный карбонатный коллектор имеет пористость доломитов 0,35-2,40 % и трещинно-каверновую емкость до 6,5 %. Проницаемость по трещинам меняется от 0 до 5,0×10-3 мкм2. Флюидоупором служат терригенно-карбонатные породы катангской и галогенно-карбонатные породы усольской свиты.

Высота залежи 250 м, в пользу нее своенравны пластовые влияния ниже гидростатических и температура не не меньше +30°С. По величине запасов залежь относится к средним. Залежь Среднекуюм-Тизского поднятия, по всей видимости, нередко нефтяная, изучена мало. Тип коллектора одинаковый, как в Усть-Куюмбинской залежи. Резервы до тех пор пока не обусловлены. Нефти обеих залежей отнюдь не тяжелые (815-819 кг/м³), малосернистые (0.06-0,шестьдесят четыре %), малосмолистые (2,41-21,21 %), малопарафинистые (0,64-3,72 %), метановые.

На начальном этапе эксплуатации в 2017 году на месторождении намечено добыть в целом 295 тыс. тонн нефти. Предлагается, что впоследствии по мере ввода в исследование ранее не известных залежей Куюмбинского и прочих лицензионных участков ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» имеющий место быть каждый год объем нефтедобычи будет иметься планомерно расти и на пике достигнет 10,8 млн тонн в 2029 году.

С 2010 года на Куюмбинском месторождении интенсивно проводятся мероприятия сосредоточенные на становлению производственной инфраструктуры и подготовке запасов углеводородов к индустриальной исследование. За предыдущие периоды на месторождении был построен резервуарный парк вместительностью 30 тыс. тонн, с успехом реализуется программа опытно-промышленных работ: пробурены 7 эксплуатационных скважин (4 с горизонтальным окончанием, 2 – пологие и 1 наклонно-направленная). Скважины эксплуатируются фонтанным способом с дебитами нефти 50-80 т/сут. при минимальных депрессиях. Конца этого года намечено ввести в строй а также 2 горизонтальные скважины, а во время 2014-2015 гг. построить 16 скважин, даже 2 с 2-мя горизонтальными стволами.

ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» увлекается геологическим изучением недр на 5-и лицензионных участках в Эвенкийском муниципальном участке Красноярского края: Абракупчинском, Кординском, Подпорожном, Терско-Камовском и Куюмбинском. Общая площадь территорий, на которых предприятие ведет производственную деятельность, составляет 18,3 тыс. кв. км. Ведущие неприкрытые месторождения размещаются на Терско-Камовском и Куюмбинском лицензионных блоках, которые расположены в Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления.

В настоящий момент ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» в полном объеме выполняет все лицензионные обещания по поиску, разведке и добыче углеводородного сырья на своих участках недр. Исполняемая предприятием программа ГРР нацелена на свершение к финалу 2016 года абсолютно всех целевых показателей лицензионных договоров, которые касаются осуществления на осваиваемых территориях сейсморазведки в модификациях 2D и 3D, поисково-разведочного бурения, вертикального сейсмопрофилирования и обработки приобретенной геолого-геофизической информации. Не говоря уже о том, что, заблаговременно одобренный акционерами «Славнефти» инвестиционный проект разработки Куюмбинского месторождения предусматривает воплощение на данном районе недр в 2014-2016 гг. добавочного объема геологоразведочных работ сверх имеющих место быть лицензионных обязательств.

С момента личного основания в 1998 году по 2012 год ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» пробурило на лицензионных участках в Красноярском крае 45 разведочных и поисковых скважин. Проходка в бурении превысила 118,7 тыс. метров. Объем выполненных за то же промежуток времени сейсморазведочных изучений 2D составил 8253 км, 3D – 1532 кв. км. Вертикальное сейсмопрофилирование в веленный период прошло в 26 скважинах. Осуществление комплекса геологоразведочных работ разрешило предприятию за 15 лет добиться прироста извлекаемых запасов нефти группы С1 в размере не меньше 150 млн тонн, С2 – 223,4 млн тонн.

ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» представляет собой наиболее влиятельным членом секторы экономики по темпам прироста запасов углеводородного сырья в Восточной Сибири. По настроению на один января 2013 года значащиеся на равновесие предприятия остаточные извлекаемые припасы нефти по категориям С1+С2 достигли 504,7 млн тонн (даже С1 – 152,9 млн т, С2 – 351,9 млн т).

Интересные месторождения

Проект Куюмба (Куюмбинское месторождение нефти)

Куюмбинское нефтегазовое месторождение размещено в Красноярском крае России, лицензия на изучение какого принадлежит ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз», намечается ввести в индустриальную исследованию в 2017 году.

На территории Байкитской НГО изобретены Куюмбинское и Юрубченское месторождения, какие вместе с Терским, Мадринским, Вэдрэшевским продуктивными блоками собраны в Юрубчено-Тохомскую зону, предрасположенную около Красноярского края вмеждуречье Подкаменной Тунгуски и Ангары.

Куюмбинские нефтегазовые залежи, выраженные в рифейских отложениях, размещаются в междуречье Подкаменной Тунгуски и Ангары и посвящены центру Камовского свода.

18 Июн

oilman.by

Официальный сайт АО «Гипровостокнефть»

0328 – Концептуальный проект полномасштабного обустройства Куюмбинского месторождения для ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз»

Заказчик: ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз»

Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении расположено в Байкитском  муниципальном образовании Эвенкийского Муниципального района Красноярского Края. Месторождение входит в состав Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления (ЮТЗ), в пределах которой нефтегазоносность связана с рифейскими карбонатными отложениями. Коллекторами являются кавернозно-трещиноватые доломиты верхней части рифейского комплекса.

В физико-географическом отношении месторождение входит в Центральную часть Красноярского края. Куюмбинское месторождение расположено на границе Приенисейской пологоволнистой террасовой равнины и Тунгусского траппового плато, которые амфитеатром поднимаются от реки Енисей к восточной оконечности Тунгусского плато.

Центральную часть Куюмбинского месторождения разделяет река Подкаменная Тунгуска и ее притоки – р. Юктэмэкит, Левая и Правая Копчера, Колобок, Кода с их многочисленными притоками. Озера и болота отсутствуют. 

В ландшафтном отношении район работ относится к зоне средней тайги. Характерны хвойно – лиственные леса с примесью березы, осины, в подлеске преобладает ольховник. Леса на территории месторождения сплошные.

Ближайший населенный пункт – пос. Куюмба, расположенный в 30 км к северо-западу от существующего куста К-211. Районный центр – пос. Байкит, расположенный в 130 км от участка работ.

Проектом Генеральной схемы месторождения предусмотрены следующие основные проектируемые площадки:

Центральный пункт сбора с приемо-сдаточным пунктом.

На площадке ЦПС с учетом сооружений ПСП выделяются следующие зоны по назначению сооружений:

  • Зона технологических сооружений УПН

  • Зона резервуарного парка;

  • Зона подготовки пластовой воды, водоснабжения и канализации;

  • Зона факельного хозяйства;

  • Зона подсобно-вспомогательных сооружений.

Энергоцентр месторождения размещается на отдельной площадке и представлен площадкой временного энергоцентра и площадкой газотурбинной электростанции (ГТЭС).

Из объектов инфраструктуры на месторождении размещаются следующие площадки:

  • Полигон размещения отходов производства и потребления месторождения;

  • Поверхностный водозабор;

  • Вертолетная площадка.

  • Площадка вахтового жилого комплекса, совмещенная с площадкой опорной базы промысла и ремонтно-эксплуатационной базой сервисных предприятий.

В составе площадки выделяются следующие зоны по назначению сооружений:

  • Зона вахтового жилого комплекса

  • Зона опорной базы промысла

  • Зона ремонтно-эксплуатационной базы сервисных предприятий.

Линейные сооружения.

Для обустройства месторождения принята напорная герметизированная система сбора и транспорта нефти и газа в соответствии с РД 39-0148311-605-86. Основные требования к системе сбора формулируются в соответствии с ВНТП-3-85, СП 34-116-97 и Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Предусматривается сбор и подготовка на ЦПС на левом берегу р. Подкаменная Тунгуска нефти, воды и газа. ЦПС размещается в районе ГНПС ОАО «АК Транснефть» трубопровода «Куюмба – Тайшет». ЦПС совмещен с ПСП. На ЦПС производится подготовка нефти до требований ОАО «АК «Транснефть».

Транспорт продукции скважин осуществляется на ЦПС по четырем отдельным нефтегазосборным трубопроводам, причем:

  • продукция кустов скважин, расположенных к западу от ЦПС, поступает по двум параллельно проложенным в одном коридоре нефтегазосборным трубопроводам;

  • продукция кустов скважин, расположенных к северу от ЦПС, поступает по нефтегазосборному трубопроводу, для которого предусматривается переход через реку Подкаменная Тунгуска в районе ручья Колобок;

  • продукция кустов скважин, расположенных к востоку от ЦПС, поступает по нефтегазосборному трубопроводу, для которого предусматривается второй переход через реку Подкаменная Тунгуска в районе ручья Юкта.

Отделившаяся на ЦПС пластовая вода по отдельному трубопроводу направляется в поглощающие скважины.

Избыток ПНГ с ЦПС направляется на закачку в пласт в соответствии с Заданием на проектирование.

Прокладка всех трубопроводов подземная, на глубине не менее 0,8 м от поверхности земли до верхней образующей трубопровода. Так как на протяжении трасс проектируемых трубопроводов распространены многолетнемерзлые грунты (ММГ), прокладка трубопроводов на участках распространения ММГ выполняется в теплоизоляции.

В зависимости от геологических условий по трассе трубопроводов возможна их прокладка надземно на свайном основании.

С целью уменьшения площади занимаемых земель, снижения затрат на строительство и эксплуатацию линейных объектов, предусмотрена коридорная прокладка нефтегазосборных трубопроводов. В одном коридоре с нефтегазосборными трубопроводами прокладываются также трубопроводы для утилизации пластовой воды, газопроводы попутного нефтяного газа, водоводы хозяйственно-питьевого водоснабжения, а также линии ВЛ и внутрипромысловые автодороги.

Коридорная прокладка трубопроводов системы сбора и других проектируемых коммуникаций позволит уменьшить ущерб окружающей среде, который заключается:

  • в уменьшении площади лесных угодий, подлежащих вырубке в результате строительства;

  • в уменьшении площади нарушаемых участков распространения ММГ и опасных геологических процессов;

  • в уменьшении протяженности транспортной инфраструктуры.

Проектом Генеральной схемы Куюмбинского месторождения принято 49 кустов нефтедобывающих скважин, площадки запуска и приема СОД и площадки отключающих задвижек.

Рассмотрены основные решения кустов нефтедобывающих скважин.

Добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом с применением погружных центробежных насосов. На кустовой площадке нефтедобывающих скважин размещается следующее оборудование:

  • приустьевые площадки скважин;

  • приемные мостки;

  • ремонтный агрегат;

  • измерительная установка;

  • установка дозированной подачи реагента УДР;

  • установка дозирования химреагента;

  • подземная дренажная емкость V=8 м3;

  • технологические трубопроводы.

На нефтепроводе предусматривается размещение отключающих задвижек и узлов приема и запуска CОД.

Внешний транспорт нефти будет осуществляться по нефтепроводу «Куюмба – Тайшет». Направление магистрального нефтепровода «Куюмба-Тайшет» в пределах месторождения – на юго-запад от ГНПС № 1.

По данному месторождению выполнены проекты по заказам:

  • 0468 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Центральный пункт сбора (1й и 2й этапы строительства)», исполнитель ОАО «Гипровостокнефть»;

  • 0472 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Водозабор на р. Подкаменная Тунгуска с коридором коммуникаций. (1й этап строительства. Производительность 3000 м.куб/сут)», исполнитель ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

  • 0471 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Вахтовый жилой комплекс», исполнитель ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

В 2015-2016 г.г. велась и ведется разработка проектной и рабочей документации по следующим объектам:

                        0469 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Куюмбинская ГТЭС» на площадке ЦПС (1й и 2й этапы строительства), П/С – 35/10 кВ «ЦПС», П/С – 35/10 кВ «Кустовая», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

                        0493 «Обустройство Куюмбинского месторождения. ПС 35/10 кВ (2 шт.) с ВЛ-35 кВ (2 линии)», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

                        0494 «Обустройство Куюмбинского месторождения. ГКС с газопроводом на кусты №№ 1г, 2г, 3г (с переходом через р. Подкаменная Тунгуска)», разработчик ОАО «Гипровостокнефть»;

                        0516 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Скважины К-203, 203бис, с подъездами, инженерными коммуникациями», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

                        0518 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Автомобильная дорога Куст скважин №6 - примыкание к автодороге "Площадка складирования - ЦПС"», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

                        0522 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Кусты скважин №6, 15, 16, 17, 20, 24, 4 с ВЛ-10кВ, нефтесборами, водоводами, автодорогами», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

                        0522/1 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Нефтегазосборный трубопровод К6 - т. вр.18», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

                        0522/2 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Куст скважин №6 с подъездом, инженерными коммуникациями», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

                        0522/3 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Куст скважин №15 с подъездом, инженерными коммуникациями», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

                        0522/4 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Куст скважин №16 с подъездом, инженерными коммуникациями», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

                        0522/5 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Куст скважин №19 с подъездом, инженерными коммуникациями», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

                        0522/6 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Куст скважин №20 с подъездом, инженерными коммуникациями», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

                        0522/7 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Куст скважин №33 с подъездом, инженерными коммуникациями», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «ТюменьНИПИнефть»;

                        0523 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Система АСУ ТП», разработчик ОАО «Гипровостокнефть»;

                        0525 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Системы связи», разработчик ОАО «Гипровостокнефть»;

                        0526 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Полигон отходов с подъездной автодорогой и инженерными коммуникациями», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «Нордэко Евразия»;

                        0616 «Полигон-накопитель нефтесодержащих и бытовых отходов Куюмбинского месторождения», разработчик ОАО «Гипровостокнефть», ЗАО «Нордэко Евразия»;

                        0737 «Обустройство Куюмбинского месторождения. АЗС со складом ГСМ на правом берегу р. Подкаменная Тунгуска», разработчик ОАО «Гипровостокнефть»;

                        0738 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Водозаборные сооружения на р. Левая Копчера», разработчик ОАО «Гипровостокнефть»;

                        0739 «Обустройство Куюмбинского месторождения. Установка подготовки нефти», разработчик ОАО «Гипровостокнефть».

 

www.gipvn.ru

Диссертация на тему «Сдвиговая тектоника Куюмбинского газонефтяного месторождения (Восточная Сибирь)» автореферат по специальности ВАК 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

1. Белоусов, В.В. Основные вопросы геотектоники Текст. / В.В.Белоусов. — М.: Госгео-лтехиздат, 1962.— 608с.

2. Бокун, А.Н. Закономерности образования и особенности строения зон горизонтального сдвига (по результатам физического моделирования) Текст. / А.Н.Бокун // Физика Земли. -2009. -№ 11. — С.69-78.

3. Боручинкина A.A. Геологическая карта СССР м-ба 1:200000.Сер. Тунгусская. Лист Р-47-XXVI. Объяснительная записка. М., 1970. - 90с.

4. Валяев, Б.М. Роль разломов в нефтегазонакоплении Текст. / Б.М.Валяев // Разломы земной коры. М., 1976. С.43-45.

5. Варанд, Э Л. Магмопроводящие разломы западной части Сибирской платформы и их рудоконтролирующее значение Текст. / Э.Л.Варанд // Тектоника Сибири. T.III. Тектоника Сибирской платформы. М.: Наука, 1970. - С. 188-192.

6. Гаврилов, В.П. Влияние разломов на формирование зон нефтегазонакопления Текст. /

7. B.П.Гаврилов. М., Недра, 1975. - 270с.

8. Гавриш, В.К. Роль глубинных разломов в миграции и аккумуляции нефти и газа. Киев, наукова думка, 1978. 169с.

9. Геологическая модель рифейского резервуара Куюмбинского месторождения/ В.С.Славкин, В.Е.Зиньковский, Н.Е.Соколова, Е.А.Давыдова // Геология нефти и газа. -1999.-№11-12.-С. 13-21.

10. Геология и перспективы нефтегазоносности Тунгусской синеклизы и ее обрамления / Под ред В.Д. Козырева. Л.:Недра, 1968. - 260с.

11. Гзовский, М.В. Основы тектонофизики Текст. / М.В.Гзовский. М., Наука, 1975. -536с.

12. Губкин, И.М. Урало-Волжская, или Восточная нефтегазоносная область Текст. / И.М.Губкин. Избранные сочинения-:М. Л.: АН СССР, 1950. - Т.1 - С.527-601.

13. Древняя структура земной коры Восточной Сибири Текст. / С.М.Замараев, А.М.Мазукабзов, Г.В.Рязанов [и др.]/ Новосибирск-:Наука, 1975. — 186 с.

14. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в верхнем протерозое Сибирской платформы / А Э.Конторович, А Н.Изосимова, А.А.Конторович и др.// Геология и геофизика. 1996. -Т.37, №8.-С. 166-195.

15. Замараев, С.М. О крупнейшей флексуре юга Сибирской платформы Текст. /

16. C.М.Замараев, Г.А. Кузнецов // Материалы по геологии и полезным ископаемым Красноярского края. Вып.2, Красн.кн. из-во,1961. — С.151-157.

17. Исаева Л.Л., Бобкова З.С. Геологическая карта СССР м-ба 1:200000. Сер. Тунгусская. Лист P-47-XXVII. Объяснительная записка. М , 1970. - 97 с.

18. Ковач. В.П. Этапы формирования континентальной коры погребенного фундамента восточной части Сибирской платформы: Sm-Nd изотопные данные Текст./ В.П.Ковач [и др.] // Петрология. -2000, Т.8.- № 4, С.394-408.

19. Краевский. Б.Г. О рифогенной докембрийской формации центральной части Байкитской антеклизы Текст. / Б.Г.Краевский, А.М.Пустыльников, М.К.Краевская // Геология и геофизика. 1997. - Т.38, № 10. - С. 1620-1624.

20. Кузнецов, В.Г. Рифогенные формации и их эволюция Текст. / В.Г. Кузнецов // Эволюция карбонатонакопления в истории Земли. — М.: ГЕОС, 2003. С.127-162.

21. Линь Дяньчжун / Признаки сдвиговых структур во впадине Бохайского залива и их контроль за нефтью и газом // Шию юй тяньжаньпи дичжи. КНР, - 1982., т.З. С. 16-24.

22. Лобацкая, P.M. Структурная зональность разломов Текст. / Р.М.Лобацкая М.: Наука, 1987.-129с.

23. Лукина, Н.В. Байкальская внутриконтинентальная рифтовая система Текст. / Н.В.Лукина // Неотектоника и современная геодинамика подвижных поясов. М.: Наука, 1988. -С.294-326.

24. Лукьянов, A.B. Структурные проявления горизонтальных движений земной коры Текст. / А.В.Лукьянов // Геол.инст-т., труды вып.136. М.: АН СССР, 1965. - 211с.

25. Лунгерсгаузен, Г.Ф. Аэрометоды и их значение для геологического исследования территории СССР Текст. / Г.Ф.Лунгерсгаузен, В.П.Поникаров, М.Н.Петрусевич // Сов. геология. Сборник 49 1955. - С. 129-134.

26. Лунина, О.В. Рифтовые впадины Прибайкалья: тектоническое строение и история развития Текст. / О.В.Лунина, А.С.Гладков, Н.Н.Неведрова; Рос. акад. наук, Сиб. отд-ние, Ин-т земной коры. Новосибирск: Академическое изд-во «Гео», 2009. - 316с.

27. Лурье, М.Л. Интрузивные траппы западной окраины Сибирской платформы Текст. / М.Л.Лурье, В.Л.Масайтис, Л.А.Полунина // Петрография Восточной Сибири. Т.1. Сибирская платформа и ее северное обрамление. Акад. Наук СССР. — 1962. — С. 5-70.

28. Максимов, С.П. Послесловие к русскому изданию Текст. / С.П.Максимов //Нефтегазоносность и глобальная тектоника. М., Недра, 1978. - С.222-224.

29. Мальцев Ю.М. Разломы Байкитской антеклизы и их значение в оценке перспектив нефтегазоносности // Итоги и направления поисковых работ на нефть и газ в красноярском крае. Тез.докл.-Красноярск:1985. С. 97-98.

30. Маркова В.Н. Трещиноватость рифейских карбонатных пород Куюмбинского месторождения Текст. / В.Н.Маркова, О.В.Найденов, Е.И.Кудрявцева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 3, 2008. — С.22-27.

31. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры нефтегазоносных провинций Сибирской платформы Текст. Труды института / Под. Ред. В.С.Суркова. - М.: Недра, 1987.-204с., ил.

32. Межвилк, A.A. Сибирская платформа Текст. / А.А.Межвилк // Разломы и горизонтальные движения платформенных областей. М.: Недра, 1977. — С. 100-123.

33. Мигурский, A.B. Влияние дизъюнктивной тектоники на нефтегазоносность Текст. / А.В.Мигурский, В.С.Старосельцев // Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. Сборник научных трудов. Новосибирск, СНИИГиМС, 1987. - С.90-96.

34. Мигурский, A.B. Зоны сдвигов Непско-Ботуобинской антеклизы и их возможное влияние на нефтегазоносность Текст. / А.В.Мигурский, П.К.Мазаева // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сибирской платформы. — Новосибирск, СНИИГиМС, 1980. -С. 66-76.

35. Мусатов Д.И. Развитие Енисей-Туруханского подвижного пояса и его металлогения как результат взаимодействия литосферных плит // Металлогения и новая глобальная тек-тоника.Тез.докл.-Л.:ВСЕГЕИ, 1973. С.89-91.

36. Нестеров И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности (на примере мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты). Автореф. Докт. Дис. М., 1967. 48с.

37. Новые данные о геологическом строении Куюмбинского месторождения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления / В.В.Харахинов, В.Н.Нестеров, Е.П.Соколов, С.И.Шленкин // Геология нефти и газа. 2000. - № 5. - С. 12-20.

38. Никонов, В.Ф. Некоторые важные критерии поисков нефтяных и газовых месторождений гигантов Текст. / В.Ф.Никонов. - Геология нефти и газа. - 1975, № 4. - С.10-17.

39. Оффман, П.Е. Тектоника и вулканические трубки центральной части Сибирской платформы Текст. / П.Е.Оффман // Тектоника СССР. T.IV. М.: АН СССР,1959. - С.5-344.

40. Разломообразование в литосфере. Зоны сдвига Текст. / С.И.Шерман, К.Ж.Семинский, С.А.Борняков [и др.]. — Новосибирск: Наука, 1991. 262с.

41. Разломы и горизонтальные движения земной коры Текст. / В.С.Буртман, А.В.Лукьянов, А.В.Пейве, С.В.Руженцев М., АН СССР. - 1963. - 312с.

42. Расцветаев, Л.М. Парагенетический метод структурного анализа дизъюнктивных тектонических нарушений Текст. / Л.М.Расцветаев // Проблемы структурной геологии и физики тектонических процессов. — М., 1987. 4.2. - С.173-230.

43. Решения Всесоюзного стратиграфического совещания по докембрию, палеозою и четвертичной системе Средней Сибири Текст. — Новосибирск, 1983. 216с.

44. Роль сдвиговой тектоники в структуре литосфер Земли и планет земной группы Текст. / СПб.: Наука, 1997. 591с.

45. Романовский, Г.О. О горном масле вообще и северо-американском петроле в особенности Текст. / Г.О.Романовский // Горный журнал, 1866. Ч.З - С. 101 -124.

46. Рязанов, Г.В. Морфология и генезис складок Непской зоны Текст. / Г.В.Рязанов. — Новосибирск, Наука, 1973. 90с.

47. Скобелин, Е.А. Природа складчатости Текст. / Е.А.Скобелин, ЗАО «Красноярскгео-физика», Красноярск, 2002. 49с.

48. Старосельцев B.C. Тектоника базальтовых плато и нефтегазоносность подстилающих отложений Текст./ В.С.Старосельцев. М.: Недра, 1989. -259с.

49. Стоянов, С.С. Механизм формирования разрывных зон Текст. / С.С.Стоянов. — М.: Недра, 1977. 144с.

50. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления. Мельников Н.В., Якшин М.С., Шишкин Б.Б. и др., Новосибирск: Академическое издательство «Гео», 2005. - 428с.

51. Строение рифейских природных резервуаров Куюмбинского и терско-Камовского участков Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления Текст. / Р.Н.Мухаметзянов, Е.П.Соколов, С.И.Шленкин [и др.] // Геология нефти и газа, 2003, № 4. С.39-45.

52. Строение консолидированной земной коры Камовского свода Сибирской платформы и возможные факторы формирования геофизических аномалий Текст. / Р.П. Готтих, Б.И.Писоцкий, В.И.Галуев, С.И.Каплан // Литосфера, 2010, № 1. С.47-63.

53. Структурная геология и тектоника плит: В 3-х томах. Пер. с англ./Под. ред. К.Сейферта. М.:Мир, 1990-1991

54. Суворов, А.И. Глубинные разломы платформ и геосинклиналей Текст. А.И.Суворов — М.: Недра, 1973.-216с.

55. Тевелев, Ал. В. Сопряженное развитие поверхностных впадин и магматических камер в условиях присдвигового растяжения Текст. / Ал.В.Тевелев, Арк.В.Тевелев // ДАН, 1996. Т.346, № 5. - С.653-655.

56. Тевелев Арк.А. Электронный ресурс.http://geo.com.ixi/dynamo/personal/tevelev/start.htm

57. Тевелев Арк.А. Электронный ресурс.http://web.ru/~tevelev/pullapb.htm

58. Умперович, H.B. Изучение рифейеких отложений Сибирской платформы методом сейсморазведки в связи с оценкой их нефтегазоносности (на примере территорий Байкит-ской антеклизы и Катангской седловины) Текст. / Н.В.Умперович, А.В.Исаев, А.А.Дека,

59. B.И.Роменко // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сибирской платформы. — Новосибирск, СНИИГиМС, 1980. С. 77-89.

60. Умперович, Н.В. Тектоника Юрубчено-Тохомской зоны и ее влияние на формирование скоплений углеводородов (Сибирская платформа) Текст. / Н.В.Умперович, Н.К.Губина// Геология и геофизика. 1995. - С.87-94.

61. Файф, У. Флюиды в земной коре Текст. / У. Файф, Н. Прайс, А. Томпсон. М.: Мир, 1981.-436с.

62. Фациальиая обусловленность развития коллекторов в рифейеких отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления Текст. / В.Г.Кузнецов [и др.] // Геология нефти и газа. 2006. - № 5. - С.34-42.

63. Феоктистов, Г.Д. Петрология и условия формирования трапповых силлов Текст. / Г.Д.Феоктистов. Новосибирск: Наука, 1978. - 168 с.

64. Хабаров Е.М. Корреляция и возраст нефтегазоносных рифейеких отложений Байкит-ской антеклизы Сибирской платформы по изотопно-геохимическим данным Текст. / Е.М.Хабаров и др. // ДАН. 1998. - Т.358, № 3. - С.378-380.

65. Хоменко, A.B. Некоторые особенности локализации интрузивных траппов в Тунгусской синеклизе Текст. / A.B.Хоменко // Новые данные по тектонике нефтегазоносных областей Сибири. Сб. науч. труд., вып.273. - Новосибирск, 1979. - С.44-50.

66. Хоментовский, В.В. Неопротерозой запада Сибирской платформы Текст. / В.В. Хо-ментовский, К.Е.Наговицин // Геология и геофизика. 1998. - № 10. — С.1365-1376.

67. Чамов, Н.П. Вопросы связи литологии и тектоники при изучении осадочных бассейнов Текст. / Н.П.Чамов. // Литология и полезные ископаемые, 2008, № 4, С.377-395.

68. Шатский, Н.С. Фосфоритоносные формации и классификация фосфоритовых залежей Текст. / Н.С.Шатский // Совещание по осадочным породам. Вып.2 М.: Изд-во АН СССР, 1955.-145с.

69. Шенфиль, В.Ю. Внутренние районы Сибирской платформы Текст. / В.Ю. Шенфиль // Поздний докембрий Сибирской платформы. Новосибирск : Наука. Сиб. отд-ние, 1991. —1. C.118-138.

70. Шенфиль, В.Ю. К стратиграфии рифейеких отложений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления Байкитской антеклизы Текст. / В.Ю.Шенфиль, А.Н.Примачок // Геология и геофизика, 1996. Т.37, №10. С.65-75.

71. Шерман С.И., Борняков С.А., Буддо В.Ю.Текст. / С.И.Шерман,- Области динамического влияния разломов. — Новосибирск: Наука, 1983 — 112с.

72. AAPG Bulletin, v. 94, no. 12 (December 2010), P. 1859-1881

73. Anderson E.M. The dynamics of faulting, Edinburgh, Oliver and Boyd. 1951. - P.206

74. Fergusson R.N., Willis C.G. Dinamic of oil-field structure in southen California // Bull. AAPG, 1924. V.8. -No 5. - P.576-583.

75. Harding T.P. Nevvport-Inglewood Trend, California An Example of Wrenching Style of Deformation//Bull. AAPG,1973. - V.57. -No 1.-P.97-135.

76. Harding T.P. Prediction productive trends related to wrench faults // World Oil, 1976. -V.182. -No7. P. 64-69.

77. Harding T.P. Seismic characteristics and identification'of negative flower structures, positive flower structures and positive structural'inversion // Bull. AAPG, 1985. V. 69, P: 582-600.

78. Harding T.P., and Tuminas A.C. Interpretation.of footwall (lowside) fault traps sealed by reverse faults and convergent wrench faults // Bull: AAPG, 1988. V.72(6), P.738-757

79. Harding T.P:, Lowell J.D. Structural styles, their platetectonic habitats and hidrocarbon traps in petroleum provinces // Bull. AAPG. -1979. V.63. - P.1016-1058.

80. Kennedy W.Q. The Great Glenfault, GeohSoc. 1946. London Quart. J., V.102, P.47-76.

81. Mead* W.J. Notes on the mecanics of geologic structures // Journ. Ceol., 1920. V.28 -P.512-513*.

82. Moody J.D. Petroleum Exploration Aspects of Wrench-Fault Tectonics // Bull. AAPG, 1973. V.57. — No 3. — P.449-476.

83. Quennell A.M. The Structural and geomorphic evolution of the Dead Sea Rift. Quart. J.Geol.Soc. London, 1958, 114, P. 1-24.

84. Sylvester A.G. Strike-slip faults // Bull. Geol.Soc. Am., 1988. V. 100. - No 11. - P.1666-1703.

85. Tchalenko, J.S. and Ambraseys, N.N. Structural analysis of the Dasht-e Bayaz (Iran) earthquake fractures // Bull. Geol.Soc. Am., 1970. V.81. - P.41-66

86. Transfer zones in the East African system and their relevance to hydrocarbon exploration in rifts / C.K.Morley, B.A.Nelson, T.P.Patton, S.G.Munn // Bull. AAPG, 1990. V.74. - No 8. - P. 1234-1253.

87. Wilcox R.E., Harding T.P., Seely D.R. Basic wrench-tectonics // Bull.AAPG, 1973. V.57. -No 1. — P.74-96.1. Фондовая

88. Гришин М.П., Ларичев А.И. Отчет по прогнозу региональных зон нефтегазонакопле-иия в рифейских осадочных бассейнах Сибирской платформы.- Новосибирск, 1993г. Фонды СНИИГГиМС.

89. Мигурский А.В. Дизъюнктивная тектоника и нефтегазоносность платформенных областей (на примере юга Сибирской платформы). Докт. дисс.,- ИНГГ, Новосибирск, 1997.

90. Мигурский А.В. Морфология и генезис дислокаций осадочного чехла Непско-Ботуобинской антеклизы и их влияние на нефтегазоносность. Дисс. Кандидата геол.-минерал.наук.-Новосибирск, 1985. Фонды СНИИГГиМС.

www.dissercat.com

ЕРП будет доставлять грузы для освоения Куюмбинского месторождения // Транспортировка и Хранение // Новости

Красноярск, 7 мая - ИА Neftegaz.RU. Енисейское речное пароходство (ЕРП) подписало со Славнефть-Красноярскнефтегазом, дочкой Роснефти контракт стоимостью более 770 млн руб на перевозку грузов.

Об этом ЕРП сообщилj 7 мая 2018 г.

 

Пароходство будет доставлять из г Красноярска и г Лесосибирска материально-технических ресурсы, необходимые для освоения Куюмбинского нефтегазового месторождения (Эвенкия, север Красноярского края) в период навигации с 2018 г по 2020 г включительно.

Куюмбинское нефтегазовое месторождение, относящееся по величине запасов к категории уникальных, находится в опытно-промышленной разработке.

В 2017 г добытая там нефть начала поступать в магистральный нефтепровод (МНП) Куюмба-Тайшет.

ЕРП участвовало в реализации проекта, доставляя необходимые для освоения месторождения грузы.

 

Маршрут проходит по р Подкаменная Тунгуска - сложнейшей по судоходным условиям реке в России, навигация на которой возможна только в период весеннего паводка: конец мая - начало июня.

Всего пару недель в реке держится уровень воды, приемлемый для судоходства.

За это время нужно успеть пройти 673 км от устья до поселка Куюмба, преодолевая сильнейшее течение и опасные пороги, разгрузиться и вернуться обратно.

 

Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1973 г в Красноярском крае, бурением скважины Куюмбинская-1.

Оно относится к Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления (ЮТЗ).

Запасы Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения составляют 281,7 млн т нефти (категории АВС1+С2).

 

Енисейское пароходство как государственное предприятие было создано 5 февраля 1931 г на базе Западно-Сибирского пароходства, как акционерная компания осуществляет свою деятельность с 14 апреля 1994 г.

География деятельности ЕРП простирается на огромной территории в несколько тысяч километров.

 

Обсудить на Форуме

neftegaz.ru

Правительство РФ определило объем льготной нефти на Куюмбинском месторождении "Роснефти"

 

Правительство РФ определило объем льготной нефти на Куюмбинском месторождении "Роснефти" в Красноярском крае. Таким образом, теперь это месторождение будет пользоваться льготной пошлиной на экспорт нефти, следует из распоряжения правительства.

Согласно документу, в перечне месторождений указано количество нефти, которое может быть вывезено с применением особых формул расчета ставок вывозных таможенных пошлин. В отношении Куюмбинского месторождения этот объем установлен в размере 28,984 млн т, Марковского месторождения - 851 тыс. т, Ичединского месторождения - 10,982 млн т. Для Колвинского месторождения ННК объем определен в 3,569 млн т.

Льготная ставка пошлины на нефть для ряда месторождений Восточной Сибири, каспийских месторождений и Приразломного месторождения в связи с новой формулой расчета, принятой в рамках налогового маневра в нефтяной отрасли, с 1 февраля 2015 года остается на нулевом уровне.

В марте нефть Куюмбинского месторождения начала поступать на объекты перекачки системы магистрального нефтепровода "Куюмба - Тайшет", введенного в январе. Магистральный нефтепровод "Куюмба - Тайшет" соединяет Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское месторождения с нефтеперекачивающей станцией в Тайшете и далее с нефтепроводом "Восточная Сибирь - Тихий океан".

"Славнефть-Красноярскнефтегаз", дочернее общество "Славнефти", ведет разработку Куюмбинского месторождения, расположенного в Эвенкийском районе Красноярского края. "Славнефть" на паритетных условиях контролируется компаниями "Роснефть" и "Газпром нефть".

В настоящее время оперативное управление проектом осуществляет "Роснефть".

На начальном этапе эксплуатации в 2017 года на месторождении планировалось добыть в общей сложности 295 тыс. т нефти. Предполагается, что в дальнейшем по мере ввода в разработку новых залежей Куюмбинского и других лицензионных участков ООО "Славнефть-Красноярскнефтегаз" ежегодный объем нефтедобычи будет планомерно расти и на пике достигнет 10,8 млн т в 2029 году.

 

 

По материалам: (http://tass.ru/ekonomika) 

 

energyworld.interaffairs.ru

Правительство РФ определило объем льготной нефти на Куюмбинском месторождении "Роснефти" - Экономика и бизнес

МОСКВА, 21 апреля. /ТАСС/. Правительство РФ определило объем льготной нефти на Куюмбинском месторождении "Роснефти" в Красноярском крае. Таким образом, теперь это месторождение будет пользоваться льготной пошлиной на экспорт нефти, следует из распоряжения правительства.

Согласно документу, в перечне месторождений указано количество нефти, которое может быть вывезено с применением особых формул расчета ставок вывозных таможенных пошлин. В отношении Куюмбинского месторождения этот объем установлен в размере 28,984 млн т, Марковского месторождения - 851 тыс. т, Ичединского месторождения - 10,982 млн т. Для Колвинского месторождения ННК объем определен в 3,569 млн т.

Льготная ставка пошлины на нефть для ряда месторождений Восточной Сибири, каспийских месторождений и Приразломного месторождения в связи с новой формулой расчета, принятой в рамках налогового маневра в нефтяной отрасли, с 1 февраля 2015 года остается на нулевом уровне.

В марте нефть Куюмбинского месторождения начала поступать на объекты перекачки системы магистрального нефтепровода "Куюмба - Тайшет", введенного в январе. Магистральный нефтепровод "Куюмба - Тайшет" соединяет Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское месторождения с нефтеперекачивающей станцией в Тайшете и далее с нефтепроводом "Восточная Сибирь - Тихий океан".

"Славнефть-Красноярскнефтегаз", дочернее общество "Славнефти", ведет разработку Куюмбинского месторождения, расположенного в Эвенкийском районе Красноярского края. "Славнефть" на паритетных условиях контролируется компаниями "Роснефть" и "Газпром нефть". В настоящее время оперативное управление проектом осуществляет "Роснефть".

На начальном этапе эксплуатации в 2017 года на месторождении планировалось добыть в общей сложности 295 тыс. т нефти. Предполагается, что в дальнейшем по мере ввода в разработку новых залежей Куюмбинского и других лицензионных участков ООО "Славнефть-Красноярскнефтегаз" ежегодный объем нефтедобычи будет планомерно расти и на пике достигнет 10,8 млн т в 2029 году.

tass.ru