Южно-Русское месторождение было определено в качестве основы
ресурсной базы для экспортного газопровода «Северный Поток», по которому
российский газ поступает по дну Балтийского моря в Германию и далее в
Европу. Общие запасы месторождения превышают 1 трлн кубометров. Во
время пресс-тура на месторождение в июне генеральный директор компании
«Севернефтегазпром» Станислав Цыганков поделился с представителями
компании Nord Stream и ряда СМИ ближайшими планами компании по добыче
газа: «У нас план по объему добычи 25 млрд кубометров (планка в 25 млрд
кубометров в год была достигнута в 2010 году – прим.ред.), в 2011 мы
добыли чуть больше – 25,63 млрд кубометров. Что касается этого года, мы
планируем добыть еще больше – 25,95 млрд кубометров, может быть чуть
больше». Передовые технологии Одной
из приоритетных задач «Севернефтегазпрома» стало привлечение к работе
максимального количества именно российских подрядчиков и использование
отечественного опыта и технологий. Технический проект Южно-Русского
месторождения выполнил «ТюменНИИгипрогаз», подрядчиком по бурению стал
«Газпром бурение». Компания «Корвет» (г.Курган) совместно с
«Севернефтегазпромом» изготовила уникальную дуальную фонтанную арматуру,
которая была задействована для совместно-раздельной эксплуатации двух
туронских пластов. Завод «ГРОМ» (г. Тюмень) оказал помощь в разработке
спайдер-элеватора для одновременного спуска в забой двух лифтов НКТ.
Однако
зарубежные компании также приняли участие с обустройстве Южно-Русского
месторождения. Американская Halliburton предоставила свою систему
двухрядного заканчивания скважин, которая предназначена для раздельной
эксплуатации объектов по отдельным колоннам НКТ диаметром 73 мм. Эта
система позволяет выполнять работы по освоению и исследованию отдельно в
каждом стволе МЗС (многозабойная скважина), а также делает возможным
раздельный доступ через НКТ в основной и боковой стволы МЗС в процессе
освоения и последующей эксплуатации. Технология была применена при
строительстве первой в России экспериментальной двухзабойной скважины с
пологим окончанием №174 для освоения туронской залежи. Также из
зарубежных подрядчиков «Севернефтегазпрома» выступал ряд немецких
компаний: Siemens, Prominent GmbH, Hermetic Pumpen GmbH (насосное
оборудование), Unigrid GmbH, Wilo SE, Weishaupt (горелки и газовое
оборудование), Sulzer (насадки для осушки газа) и другие европейские
сервисные компании. Пилотный проект по освоению турона «Севернефтегазпром»
на данный момент занимается разработкой сеноманских и туронских пластов
Южно-Русского месторождения. Основное различие между сеноманскими и
туронскими залежами – различная степень сложности добычи запасов из этих
пластов. «Как показали опыты по добыче туронского газа в
прошлом, его разработка с помощью бурения традиционных для сеномана
вертикальных скважин неэффективна из-за низких дебитов, а значит нужно
было искать инновационные технологические решения», - объясняет
Станислав Цыганков. «Мы остановились на бурении двухзайбойной
субгоризонтальной скважины с пологим окончанием. Этот опыт можно без
преувеличения назвать уникальным как в отношении конструкции скважины,
так и в отношении примененной специальной дуальной фонтанной арматуры и
спайдер-элеватора для одновременного спуска в скважину двух лифтов НКТ.
Ранее этого не делал никто». Упомянутая экспериментальная скважина
№174, благодаря передовым технологиям, способна одновременно добывать
газ из сеноманского и туронского пласта. Глубина залегания залежей
разнится на разных месторождениях в зависимости от геологических и ряда
других параметров. На Южно-Русском месторождении сеноманская залежь
расположена на глубине от 900 до 1750 метров, содержание газа – 80-95%.
Туронская залежь находится выше – на глубине 750-900 метров и содержание
газа составляет около 50-80%. Однако туронский газ, в отличие от
сеноманского, относится к трудноизвлекаемым запасам, так как его залежи
представляют собой песчаник с высоким уровнем примесей плотных пород. По
словам Станислава Цыганкова, стабильный уровень добычи на Южно-Русском
месторождении будет удерживаться еще около 10 лет за счет введения в
эксплуатацию туронской залежи, а после 2020 года начнется плановое
снижение добычи. Однако по некоторым оценкам, уровень максимальной
добычи в 25 млрд кубометров можно будет продлить вплоть до 2025-2030
годов – все будет зависеть от текущих годовых объемов и общей
геологической ситуации на месторождении. Стабильная ресурсная база В
следующем году «Севернефтегазпром» в рамках проекта по дальнейшему
освоению туронской залежи планирует построить эксплуатационную
однозабойную скважину №184. Весь фонд скважин Южно-Русского
месторождения на сегодняшний день составляет 143 скважины. Общие
запасы Западной Сибири составляют около 3 трлн кубометров, и
месторождения этого региона являются основой ресурсной базы для экспорта
российского газа в Европу (примерно 80%). Поскольку сеноманские пласты
постепенно истощаются, то дальнейшие изучение и разработка туронских
залежей является первостепенной задачей для России.
| 
