Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение — одно из крупнейших в России – уникально не только по объему запасов, но и по геологическому строению. Газ Южно-Русского месторождения, расположенного в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, составляет основу ресурсной базы газопровода «Северный поток». Месторождение было открыто 17 ноября 1969 г. Уренгойской нефтеразведочной экспедицией при испытании поисковой скважины № 6, и 2019 г. знаменует важную веху его истории – 50-летний юбилей.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Оператор проекта — ОАО «Севернефтегазпром», высокотехнологичное предприятие, входящее в Группу «Газпром». Акционерами Общества являются ПАО «Газпром», Wintershall Dea GmbH (Германия) и OMV Exploration & Production GmbH (Австрия).

Компания была основана 9 января 1998 г. Лицензия на право пользования недрами в целях геологического изучения и добычи углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка, действующая с 1993 г., была переоформлена на ОАО «Севернефтегазпром» в июне 2001 г.

25 октября 2007 г. Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) введено в промышленную эксплуатацию. В 2009 г. с опережением плана ровно на год Южно-Русское НГКМ выведено на максимальную проектную мощность 25 млрд м³/год.

В настоящее время территория лицензионного участка включает в себя три НГКМ: Южно-Русское, а также Яровое и частично Западно-Часельское.

Южно-Русское месторождение – многофазовое, содержит более 30 пластов разного геологического строения: газовых, газоконденсатных, нефтяных и нефтегазоконденсатных. Продуктивный разрез Южно-Русского НГКМ тянется от туронского яруса верхнего мела до батского яруса средней юры включительно на глубину 3200–3400 м. Терригенный комплекс слагают чередующиеся морские и прибрежно-континентальные отложения песчаников, алевролитов, аргиллитов со множеством растительных остатков.

Изучение геологического строения и оценка запасов Южно-Русского НГКМ, помимо сеноманских и туронских отложений, показали перспективность разработки нижнемеловых, а также юрских отложений.

Своевременное выполнение диагностики, планово-профилактических работ, текущих ремонтов и технического обслуживания оборудования обеспечивает бесперебойную работу газового промысла Южно-Русского месторождения.

Плановые показатели по добыче валового и отгрузке товарного газа выполняются с незначительным превышением. Ожидаемый объем добычи газа с начала эксплуатации по состоянию на 1 января 2020 г. – более 290 млрд м³, в том числе из туронской залежи – более 1 млрд 330 млн м³.

ТУРОНСКАЯ ГАЗОВАЯ ЗАЛЕЖЬ

В 2010 г. было принято решение о поэтапном вводе в разработку туронской газовой залежи Южно-Русского НГКМ, суммарные запасы которой составляют более 300 млрд м³ газа.

Газ туронской залежи Южно-Русского НГКМ относится к категории трудноизвлекаемого из‑за низких фильтрационно-емкостных свойств. Турон залегает выше сеноманских отложений. Тем не менее пласты коллектора сложены песчаниками и алевролитами с большим содержанием глинистой составляющей, что значительно снижает проницаемость пласта и его газоотдачу.

В декабре 2011 г. была запущена в опытно-промышленную эксплуатацию первая в России туронская экспериментальная двухзабойная скважина, и туронский газ впервые был подан в Единую систему газоснабжения ПАО «Газпром».

Ключевым решением в разработке турона Южно-Русского НГКМ стало строительство и запуск в опытно-промышленную эксплуатацию в 2014 г. скважины № 184 с восходящим окончанием, а в 2016 г. – скважины № 1902 с многостадийным гидроразрывом пласта.

На основании опытно-промышленной эксплуатации трех скважин с различными конструктивными особенностями разрабатывалась проектная документация, в том числе и на строительство скважин первого пускового комплекса.

27 октября 2018 г. начато бурение эксплуатационных скважин первого пускового комплекса на туронскую газовую залежь Южно-Русского НГКМ.

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.

Ввод туронской газовой залежи в разработку позволит «держать полку» добычи природного газа около 25 млрд м³/год до 2023 г. включительно.

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

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Газовый промысел Южно - Русского месторождения представляет собой высокоавтоматизированный комплекс, оснащенный новейшим оборудованием зарубежного и российского производства.

Инновационные технические решения ОАО «Севернефтегазпром» позволяют совершенствовать существующие технологии, повышать уровень охраны труда и промышленной безопасности, сокращать потребление энергоресурсов и выбросы в атмосферу вредных веществ и парниковых газов, обеспечивая устойчивое развитие компании.

В ближайших планах компании — ввод в эксплуатацию в 2020 г. второго дожимного компрессорного цеха в составе шести газоперекачивающих агрегатов единичной мощностью 16 МВт.

В рамках будущих перспектив уникальное строение и запасы Южно-Русского месторождения обеспечат многолетнее поступательное развитие Общества. Сейчас открыто 75 залежей в 24 пластах нижнемеловых отложений. На территории лицензионного участка «Севернефтегазпрома» присутствуют залежи нефти и газа, связанные с юрскими отложениями. Добыча нефти и конденсата — один из следующих этапов перспективной деятельности компании.

Стабильная деятельность «Севернефтегазпрома» на протяжении более 20 лет, высокие производственные и экономические показатели, несомненно, стали результатом совместной плодотворной работы акционеров Общества и успешного международного партнерства.

    
Увеличить картинку (216 Кб)    Увеличить картинку (555 Кб)     Увеличить картинку (477 Кб)