Южно-Русское нефтегазовое месторождение

Южно-Русское нефтегазовое месторождение расположено в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, одно из крупнейших в России.

Запасы крупнейшего Южно-Русского месторождения составляют:

• газ по категории АВС₁ - 833,5 млрд м³,

• газ по категории С₂ - 180,9 млрд м³,

• нефть и газовый конденсат - 20,35 млн т.

Лицензия на разработку месторождения принадлежит компании Севернефтегазпром, дочерней компании Газпрома.

Южно-Русское месторождение должно стать основной ресурсной базой магистрального газопровода (МГП) Северный поток.

Месторождение официально введено в эксплуатацию 18 декабря 2007 г., но фактически добыча на нем началась еще в конце октября 2007 г.

Строительство инфраструктуры на месторождении ведется с марта 2006 г.

Генеральный проектировщик обустройства месторождения - ЮжНИИгипрогаз.

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 нефтегазового месторождения, 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.

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.