Севернефтегазпром добыл уже более 5 млрд м3 трудноизвлекаемого туронского газа

Москва, 4 мая. Накопленная добыча газа из туронских залежей Севернефтегазпрома, СП Газпрома, Wintershall Dea и OMV, с момента ввода в эксплуатацию первых скважин в 2011 г. превысила 5 млрд м³.
Об этом Wintershall Dea сообщила 3 мая 2021 г.

На отметку в 5 млрд м³ туронского газа предприятие вышло в апреле 2021 г.
По состоянию на 1 мая 2021 г. объем добычи туронского газа достиг уже 5,454 млрд м³ при общем объеме накопленной добычи Севернефтегазпрома в 322,668 млрд м³ газа с момента запуска проекта в 2007 г.

В настоящее время Севернефтегазпром ведет добычу углеводородов из сеноманских и туронских отложений Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).
При этом основная часть добычи приходится на 138 скважин, пробуренных в сеноманских отложениях.
Для поддержания проектного уровня добычи на месторождении на Южно-Русском НГКМ ведутся работы по освоению трудноизвлекаемых (ТрИЗ) туронских залежей.
Туронский ярус мелового периода является самым молодым - как по возрасту залегания, так и с точки зрения начала добычи в России.
Глубина залегания турона составляет 800-850 м.
Особенностью туронских залежей заключается в аномально высоком пластовом давлении (АВПД), низких пластовых температурах, неоднородности и изменчивости по литологическому составу, а также низкой проницаемости коллекторов.
При этом газ туронских залежей содержат 95% метана и не имеет тяжелых примесей, что существенно облегчает процесс его подготовки.

Севернефтегазпром приложил значительные усилия в области фундаментальных исследований и инновационного инжиниринга для разработки собственного метода бурения на турон.
В феврале 2021 г. Роспатент выдал компании патентное свидетельство на технологию добычи туронского газа.
Разработка Севернефтегазпрома предусматривает бурение наклонно-направленной скважины с нисходящим профилем, при этом скважина сориентирована по азимуту вдоль минимальных напряжений.
Участки продуктивных пластов последовательно вскрывают, применяя буровой раствор на основе эмульсии смеси газолей и воды.
Погруженную в ствол скважины эксплуатационную колонну, которая отделяет продуктивные горизонты от остальной породы, перфорируют комбинированными зарядами.
Разработанная технология многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) с применением жидкости на основе дизельного топлива, позволяет сформировать систему параллельных трещин, направленных вдоль линий естественной трещиноватости, и увеличить приток трудноизвлекаемого газа из пласта.

С целью повышения эффективности добычи газа из сеноманских и туронских залежей Севернефтегазпром в настоящее время внедряют решения с использованием искусственного интеллекта в рамках проекта «Цифровой двойник», который включает в себя динамическое цифровое изображение коллекторов и наземных объектов.
Благодаря снижению эксплуатационных расходов, повышению надежности и производительности проект позволит вывести показатели компании на новый уровень.

Севернефтегазпром является СП Газпрома (40%), Wintershall DEA (35%) и OMV (25%).
Ключевым проектом компании является Южно-Русское НГКМ - основная ресурсная база для магистрального газопровода (МГП) Северный поток.
Южно-Русское НГКМ расположено в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа на площади около 1100 км².
Запасы газа месторождения по категории ABC₁+C₂ составляют более 1 трлн м³.
Месторождение было открыто в 1967 г., промышленная эксплуатация началась в 2007 г.
В 2009 г. Южно-Русское месторождение вышло на полку добычи в 25 млрд м³/год газа.

В 2011 г. Севернефтегазпром начал проект по освоению ТрИЗ туронской залежи.
Бурение эксплуатационных скважин 1^го пускового комплекса на туронскую газовую залежь Южно-Русского НГКМ началось в ноябре 2018 г.
В октябре 2019 г. накопленная добыча туронского газа достигла 1 млрд м³.
В период с 2020 г. по 2033 г. в рамках широкомасштабной разработки туронских залежей планируется пробурить более 120 новых скважин.
К 2023 г. добыча газа из туронской залежи составит около 9,3 млрд м³/год.