Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Ежегодный уровень добычи составляет 25 млрд куб. м природного газа. Открытое 50 лет тому назад, 17 ноября 1969 года, Южно-Русское сегодня представляет собой успешный проект международного масштаба и является ярким примером эффективно функционирующего российско-европейского партнерства. Оператор проекта ОАО «Севернефтегазпром» владеет лицензией на право пользования недрами с целью геологического изучения и добычи углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка. Акционерами компании являются ПАО «Газпром», «Винтерсхалл Дэа ГмбХ» (Германия) и «ОМВ Эксплорейшн энд Продакшн ГмбХ» (Австрия).

ИНТЕРВЬЮ › На вопросы журнала отвечает генеральный директор ОАО «Севернефтегазпром» Владимир Дмитрук.

БЕСЕДУЕТ › Ксения Вадатурская, начальник службы по связям с общественностью и СМИ ОАО «Севернефтегазпром».

– Владимир Владимирович, в ноябре 2019 года с момента открытия Южно-Русского месторождения исполняется 50 лет. Расскажите об истории его открытия, разведки и обустройства.

– В январе 1969 года на Южно-Русской площади была заложена поисковая скважина №6 с целью выяснения перспектив нефтегазоносности сеноманского горизонта и геологического строения площади. Работы по ее строительству проводила Уренгойская нефтеразведочная экспедиция. 17 ноября 1969 года при испытании скважины первопроходцы получили фонтанирующий приток свободного газа из сеноманских отложений. Так состоялось открытие Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения.

В период 1970–1990-х годов Государственной комиссией по запасам СССР были подсчитаны и утверждены запасы сеноманской и сенонской залежей Южно-Русского месторождения, сделано заключение о перспективности нижнемеловых и юрских отложений, проводилось дальнейшее поисково-разведочное бурение залежей.

9 января 1998 года было создано ООО «Севернефтегазпром», преобразованное в 2001 году в открытое акционерное общество. В этом же году ОАО «Севернефтегазпром» получило лицензию на геологическое изучение и добычу углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка недр. В январе 2006 года начались работы по обустройству Южно-Русского месторождения. Объемы предстоящего строительства были грандиозны. Основные силы были брошены на возведение установки комплексной подготовки газа, параллельно велось бурение фонда газовых скважин, вырастали корпуса общежитий вахтового жилого комплекса, началось строительство электростанции собственных нужд. 25 октября 2007 года Южно-Русское месторождение было введено в промышленную эксплуатацию.

ПЕРВОПРОХОДЦЫ ТУРОНА

– А что можете рассказать про туронский газ?

– В 2010 году в целях увеличения периода постоянного уровня добычи компанией было принято решение о поэтапном вводе в разработку туронской газовой залежи ЮРНГКМ, суммарные запасы которой составляют более 300 млрд куб. м газа. Газ туронской залежи ЮРНГКМ относится к категории трудноизвлекаемого из-за низких фильтрационно-емкостных свойств. Турон расположен выше сеномана, содержащего традиционные запасы газа, на глубине 750 м. Однако пласты коллектора сложены песчаниками и алевролитами с большим содержанием глинистой составляющей, что значительно снижает проницаемость пласта и его газоотдачу. Долгая история разведки, планирования и проектирования разработки туронской газовой залежи специалистами ОАО «Севернефтегазпром» дала свои плоды. В марте 2011 года пробурена первая скважина №174 в рамках освоения туронской залежи. Уникальность примененных технологических решений: дуальная фонтанная арматура; комплекс подземного оборудования для раздельной эксплуатации залежей Т‑1 и Т‑2 (на тот момент еще не объединенные в единую Т1–2). Скважина является первой в мире, и при проектировании ее конструкции опыт эксплуатационного бурения на турон в мировой практике отсутствовал. В декабре 2011 года первая в России туронская экспериментальная двухзабойная скважина №174 была запущена в опытно-промышленную эксплуатацию, и туронский газ впервые был подан в Единую систему газоснабжения.

Продолжая исследования туронской газовой залежи, в октябре 2014 года была введена в опытно-промышленную эксплуатацию скважина №184, для которой применены следующие технологии: профиль скважины с восходящим окончанием; установка воронки насосно-компрессорных труб (НКТ) на участке перехода из субгоризонтальной части скважины в восходящую; монтаж и наладка подземного оборудования контроля давления и температуры с использованием оптико-волоконной системы передачи данных.

В 2016 году в опытно-промышленную эксплуатацию была запущена эксплуатационная скважина №1902 для добычи трудноизвлекаемого газа туронской газовой залежи на Южно-Русском месторождении. Целью строительства скважины №1902 являлась оценка эффективности проведения многоступенчатого гидроразрыва пласта Т1–2 для повышения продуктивности эксплуатационных скважин. На основании опытно-промышленной эксплуатации трех скважин с различными конструктивными особенностями разрабатывалась проектная документация, в том числе и на строительство скважин 1-го пускового комплекса.

27 октября 2018 года было начато бурение скважин первого пускового комплекса на туронскую газовую залежь. Первый пусковой комплекс состоит из трех кустов: 11Т, 13Т, 14Т, в составе девяти скважин с восходящим окончанием и трех скважин с субгоризонтальным окончанием и проведенным многостадийным гидроразрывом пласта. Кроме того, переведены из наблюдательного фонда две вертикальные скважины с гидроразрывом пласта.

Ввод туронской газовой залежи в разработку в четвертом квартале 2019 года позволит держать «полку» добычи природного газа около 25 млрд куб. м в год до 2023 года включительно.

К 2023 году планируется построить суммарно 100 скважин на туронскую газовую залежь. К 2035 году общий фонд составит 280 эксплуатационных скважин на сеноманскую и туронскую залежи.

ИННОВАЦИИ

– Какие инновационные решения в технологии добычи газа на Южно-Русском, помимо освоения туронской залежи, были разработаны и внедряются в ОАО «Севернефтегазпром»?

– Нашими сотрудниками предложено и внедрено более 150 рационализаторских предложений, от применения которых получен экономический эффект свыше 300 млн рублей. Наиболее значимыми из них являются: «Способ герметизации резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» на скважине без вывода в капитальный ремонт» и «Способ регенерации триэтиленгликоля». Разработана и успешно прошла апробацию инновационная система управления технологическими потерями газа от сухих газодинамических уплотнений (СГУ) газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на дожимной компрессорной станции. Утечки буферного газа первой ступени СГУ от всех работающих ГПА собираются в общий технологический коллектор и направляются на собственные нужды производства. Реализация системы позволила оптимизировать эксплуатационные расходы, сократить выбросы парниковых газов в атмосферу и частично сохранить пластовую энергию, тем самым совершенствовать важные аспекты промышленной и экологической безопасности, и получить экономический эффект с высокой рентабельностью. Все разработки наших специалистов уникальны и не имеют аналогов в технологических процессах топливно-энергетического комплекса России.

– По каким основным направлениям ведется научно-исследовательская деятельность?

– ОАО «Севернефтегазпром» является правообладателем 34 объектов патентных прав, из них 21 используется в производственной деятельности. Ожидаемый экономический эффект от применения инновационных решений в 2018 году превысил 72 млн рублей.

Впервые в истории нашей компании Правление ПАО «Газпром» постановило присудить премию в области науки и техники за 2018 год работе ОАО «Севернефтегазпром» на тему: «Создание и внедрение инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами газа, позволяющих увеличить рентабельность добычи» и признать ее занявшей первое место.

Также по итогам конкурса ПАО «Газпром» по определению лучших дочерних обществ в области изобретательской и рационализаторской деятельности ОАО «Севернефтегазпром» заняло первое место в категории «Дочернее общество ПАО «Газпром», добившееся наилучших показателей в изобретательской деятельности по итогам 2018 года».

– А каковы приоритеты в благотворительной деятельности компании?

– Ежегодно мы реализуем соглашения о сотрудничестве с правительством Ямало-Ненецкого автономного округа, администрациями Красноселькупского, Пуровского районов и города Новый Уренгой. Финансовые средства в рамках этих соглашений направляются на социально-экономическое развитие муниципалитетов, помощь коренным малочисленным народам Севера к традиционным праздникам «День оленевода» и «День рыбака», тяжело больным детям для прохождения лечения. Также компания оказывает значительную помощь многочисленным спортивным, образовательным, религиозным и некоммерческим учреждениям.

– Расскажите о перспективах вашего предприятия.

– В ближайших планах компании – ввод в эксплуатацию в 2020 году второго дожимного компрессорного цеха в составе шести газоперекачивающих агрегатов единичной мощностью 16 МВт, строительство и ввод в эксплуатацию до 2024 года еще 88 эксплуатационных скважин на туронскую залежь.

Уникальное строение и запасы Южно-Русского месторождения обеспечат многолетнее поступательное развитие предприятия. Сейчас открыто 75 залежей в 24 пластах нижнемеловых отложений. На территории лицензионного участка «Севернефтегазпром» присутствуют залежи нефти и газа, связанные с юрскими отложениями. Добыча нефти и конденсата – один из следующих этапов деятельности компании.

Стабильная работа «Севернефтегазпрома» на протяжении более 20 лет, высокие производственные и экономические показатели, несомненно, являются результатом успешного международного партнерства.

    
Увеличить картинку (533 Кб)     Увеличить картинку (403 Кб)      Увеличить картинку (960 Кб)