Открыто 17 ноября 1969 года Уренгойской нефтегазоразведочной экспедицией бурением скважины № 6. В 1970 году промышленная газоносность туронских отложений была подтверждена бурением скважины Р‑9. В 1993–1994 годах подтверждена масштабность запасов.
Углеводороды залегают на глубине около 1 км (сеноманские и туронские залежи — 800–1700 м).
В 1998 году создано ООО «Севернефтегазпром» для освоения месторождения. Севернефтегазпрому, дочерней компании Газпрома, принадлежит лицензия на разработку месторождения.
В 2004 году подготовлен проект разработки (генеральный проектировщик — ЮжНИИгипрогаз). Строительство инфраструктуры на месторождении ведется с марта 2006 г.
Месторождение официально введено в эксплуатацию 18 декабря 2007 г., но фактически добыча на нем началась еще в конце октября 2007 г. В 2011 году началась первая в РФ промышленная добыча газа из туронской залежи.
Запасы крупнейшего Южно-Русского месторождения составляют:
- газ (категории А+В+С₁): 825,2 млрд м³;
- газ (категория С₂): 208,9 млрд м³;
- газовый конденсат и нефть: более 50 млн тонн.
- 85 % — в сеноманских и туронских залежах;
- 15 % — в нижележащих толщах (нижнемеловые и юрские отложения).
В 2007 г. Газпром и BASF AG подписали соглашение о совместном освоении месторождения и обмене активами.
В октябре 2008 г. Газпром и Е.ОN AG подписали Соглашение о совместном участии в проекте освоения Южно-Русского НГКМ, а в июне 2009 г. - соглашение об обмене активами в области газодобычи и торговли природным газом.
В августе 2009 г. с опережением на 1 год обеспечен выход на проектную мощность добычи газа в объеме 25 млрд м3/год, что стало возможным благодаря доведению количества добывающих скважин A1/2 до проектного уровня (142 единицы).
Геологоразведочные работы на месторождении продолжаются. Ведется работа по увеличению фонда действующих скважин и развитию инфраструктуры.
Федеральное агентство по недропользованию в октябре 2009 г. приняло решение об увеличении срока окончания действия лицензии на право геологического изучения и добычи углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка недр до 31 декабря 2043 г.
В 2024 году по постановлению Правительства РФ № 810 начато создание 3 новых компаний для управления месторождением: ООО Севернефтегазпром, ООО Газпром ЮРГМ Трейдинг, ООО Газпром ЮРГМ Девелопмент.
Техническое оснащение
Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУТП) Южно-Русского НГМ изготовлена и внедрена НПО «Промавтоматика» г. Краснодар на базе программно-технических средств (ПТС) SIMATIC PCS7 SIEMENS.
Комплекс ПТС телемеханики СТН-3000, разработанный «АтлантикТрансгазСистема» г. Москва, позволяет эффективно осуществлять управление режимом работы кустов газовых скважин и газосборных коллекторов.
8 абсорберов осушки природного газа с модернизированными внутренними устройствами, позволяющими сократить унос триэтиленгликоля, повысить производительность аппаратов и качество осушки газа, изготовлены по техническому предложению ВНИИГАЗа и «Зульцер Хемтех» (Германия).
Впервые в Газпроме на дожимной компрессорной станции (ДКС) применены 4 газоперекачивающих агрегата (ГПА) 16ДКС-09 «Урал» с газотурбинной установкой с авиационным двигателем производства «Пермского моторного завода» и нагнетателями природного газа производства НПО «Искра» с системой магнитных подвесов французской компании S2M и сухих газовых уплотнений британской «John Crane».
Учет товарного газа осуществляют высокоточные ультразвуковые расходомеры MPU 1200 производства норвежской FMC.
Газотурбинная электростанция (ГТЭС) на месторождении оборудована 7 автономными газотурбинными установками (ГТУ) OPRA из Голландии.
