Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северо-восточной части Западной Сибири, в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, во восточной части Тазовского нефтегазоносного района Пур-Тазовской нефтегазоносной области. Протяжённость месторождения с севера на юг превышает 80 км, ширина более 15 км. Месторождение относится к нефтегазоконденсатным и относится к числу крупнейших в России по объёму запасов.
Месторождение открыто в 1969 году при испытании поисковой скважины № 6 Уренгойской нефтеразведочной экспедиции, когда был получен фонтан газа из сеноманских отложений. Промышленная эксплуатация Южно-Русского месторождения начата 25 октября 2007 года, при этом 27 сентября 2007 года была выполнена врезка промыслового газа в Единую систему газоснабжения «Газпрома».
Начальные суммарные запасы Южно-Русского месторождения оцениваются более чем в 1 трлн м³ газа по категориям АВС1+С2 и более 50 млн т нефти и газового конденсата, при этом около 85 % запасов сосредоточено в сеноманских и туронских пластах, а оставшаяся часть связана с нижележащими отложениями, включая ачимовские. По состоянию на 1 января 2025 года остаточные извлекаемые запасы углеводородного сырья в пределах лицензии на Южно-Русский участок недр, включающей Южно-Русское, Яровое и часть Западно-Часельского месторождений, оцениваются примерно в 587 млрд м³ газа и около 52 млн т нефти и газового конденсата.
Лицензия на геологическое изучение и добычу углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка недр принадлежит обществу «Севернефтегазпром», преобразованному в акционерное общество в 2001 году; в этом же году компания получила лицензию на участок, срок действия которой продлён решением Роснедр до 31 декабря 2043 года. «Севернефтегазпром» одновременно выступает недропользователем и оператором разработки Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения. Акционерами «Севернефтегазпрома» являются ПАО «Газпром», Wintershall Dea и OMV, участвующие в проекте совместного освоения ресурса.
Газовая продукция промысла подготавливается на промысловом комплексе с установкой комплексной подготовки газа и газового конденсата и дожимным компрессорным цехом, после чего подаётся в магистральный газопровод «Северный поток», входящий в Единую систему газоснабжения России.
Роль в отрасли и инфраструктуре
Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение является основой ресурсной базы магистрального газопровода «Северный поток», по которому газ поступает в Европу, и рассматривается как один из ключевых экспортно-ориентированных проектов российско-европейского сотрудничества в газовой отрасли. Благодаря проектной мощности 25 млрд м³ газа в год промысел обеспечивает значимую долю экспортных поставок газа и повышает надёжность загрузки трубопроводной инфраструктуры Северо-Запада России.
Месторождение расположено в труднодоступной тундровой зоне Северо-Востока Западной Сибири и полностью интегрировано в Единую систему газоснабжения через магистральный маршрут «Северный поток», что снижает зависимость логистики вывоза продукции от сезонных наземных или водных путей и обеспечивает круглогодичную транспортировку газа к потребителям. Проект характеризуется высокими требованиями к технологической оснащённости, автоматизации и экологической надёжности, что подчёркивается в корпоративных материалах как один из примеров современного газодобывающего промысла.
Производственные показатели
Проектная мощность добычи Южно-Русского месторождения составляет 25 млрд м³ газа в год; на этот уровень промысел был выведен в августе 2009 года с опережением графика освоения на один год. Накопленная добыча природного газа достигла 50 млрд м³ в июне 2010 года, 100 млрд м³ — в мае 2012 года, 200 млрд м³ — в мае 2016 года, 300 млрд м³ — в мае 2020 года, 350 млрд м³ — в июне 2022 года и 400 млрд м³ — 7 августа 2024 года.
В рамках разработки трудноизвлекаемой туронской газовой залежи к февралю 2022 года завершено строительство 100 скважин комплекса, предназначенного для добычи туронского газа; к 5 декабря 2023 года накопленная добыча из туронской залежи достигла 30 млрд м³, а к 13 декабря 2024 года — 40 млрд м³. Открытых данных о точных значениях годовой добычи газа и конденсата по годам за период 2022–2024 годов в разрешённых источниках не обнаружено; публично раскрываются проектная мощность и вехи накопленной добычи.
Ключевые этапы освоения
1969 — при испытании поисковой скважины № 6 из сеноманских отложений получен фонтан газа, что стало моментом открытия Южно-Русского месторождения.
1979 — впервые подсчитаны и утверждены Государственной комиссией по запасам (ГКЗ СССР) запасы по сеноманской и сенонской залежам месторождения, подтверждена перспективность нижнемеловых и юрских отложений.
2001 — «Севернефтегазпром» получает лицензию на геологическое изучение и добычу углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка недр.
2004–2005 — подготовлен проект разработки сеноманской и туронской залежей и проект обустройства месторождения, получивший положительные заключения внутриведомственной и Главной государственной экспертизы.
2006 — начало работ по обустройству Южно-Русского месторождения.
27 сентября 2007 года — выполнена врезка в Единую систему газоснабжения для подачи газа с Южно-Русского месторождения.
25 октября 2007 года — Южно-Русское месторождение введено в промышленную эксплуатацию; в тот же день в проект вошёл зарубежный партнёр Wintershall в результате сделки по обмену активами.
август 2009 года — месторождение выведено на проектную мощность с добычей газа 25 млрд м³ в год; одновременно Роснедра приняли решение о продлении срока действия лицензии до 31 декабря 2043 года.
2010–2012 годы — достигнуты вехи накопленной добычи 50 млрд м³ (2010), 100 млрд м³ (май 2012 года); согласованы технологические проекты разработки сеноманской и туронской залежей с целевыми показателями накопленной добычи 566,4 и 240,5 млрд м³ свободного газа соответственно.
2014–2015 годы — начато строительство и введена в эксплуатацию вторая очередь дожимного компрессорного цеха № 1, а также обеспечено последовательное бурение и ввод новых эксплуатационных скважин на туронскую залежь.
2016 год — накопленная добыча природного газа на месторождении достигла 200 млрд м³.
2019 год — введён в промышленную эксплуатацию первый пусковой комплекс для добычи трудноизвлекаемых запасов туронской газовой залежи, добыт первый миллиард кубометров туронского газа.
13 мая 2020 года — накопленная добыча природного газа достигла 300 млрд м³.
февраль 2022 года — завершено строительство 100 скважин комплекса добычи туронского газа; 6 июня 2022 года накопленная добыча газа достигла 350 млрд м³.
1 июля 2022 года — введён в постоянную эксплуатацию «цифровой двойник» геолого-технологической модели, охватывающий продуктивные пласты, скважины, газосборную сеть и переключающие пункты Южно-Русского месторождения.
5 декабря 2023 года — накопленная добыча газа из туронской залежи достигла 30 млрд м³.
7 августа 2024 года — общий объём добычи природного газа на месторождении достиг 400 млрд м³; 13 декабря 2024 года суммарная добыча туронского газа достигла 40 млрд м³.
