Русское газонефтяное месторождение

По величине запасов Русское месторождение считается одним из крупнейших в России. Величина геологических запасов составляет 1,5 млрд т, извлекаемых — 410 млн т.

На месторождении выявлено 8 залежей углеводородов: 5 газонефтяных, 2 газовые и 1 нефтяная. Залежи — пластовые сводовые и массивные, осложнённые тектоническими нарушениями. BHK находится на отметках от −810 до −960 м, ГВК — на отметках от −790 до −950 м. Залежи на глубине 0,8-0,9 км. Высота залежей — 20-240 м. Hач. пластовые давления — 7-9,1 МПa, температуры — 12-22 °C. Начальный дебит нефти в скважинах — до 9 т/сут, газа — до 2 млн м3/сут.

Плотность нефти — 939-942 кг/м3. Нефть ароматическо-нафтенового типа, малосернистая (S – 0,32%), низкопарафинистая (содержанием парафина 0,7-1,2 %), высоковязкая (содержание смол — 10-12 %). Содержание асфальтенов — 0,5-1 %.

Состав попутного газа: CH4 — 99,2 %; C2H6 + высшие — 0,2 %; N2 — 0,4 %; CO2 — 0,2 %.

Месторождение открыто в 1968 г бурением скважины № 11 «Главтюменьгеологии». Владелец лицензии и оператор разработки Русского НГКМ - АО «Тюменнефтегаз», ставшее дочерней компанией ПАО "НК Роснефть" после поглощения им компании ТНК-ВР.[1]

В 2017 году пробурено 83 скважины, в том числе эксплуатационных – 71, газовых – две, водозаборных – 10. В рамках реализации ОПР в 2016–2017 годах было пробурено восемь многоствольных скважин, в том числе три по технологии Fishbone. На месторождении создана минимально необходимая наземная инфраструктура. Нефть для реализации переправляется по трубе d=1000 мм до ближайшего пункта сбора и подготовки (ПСП) "Заполярное" и далее на НПС-2 ПАО "Транснефть". В настоящее время закончены работы по переиспытанию объектов в юрских отложениях, определена стратегия их разработки, формируется проект доразведки. Ввод НГКМ в эксплуатацию намечен на 2018 год.[2]

Освоение НГКМ осложнено целым рядом факторов, связанных с высокой вязкостью нефти, сложным геологическим разрезом, отсутствием инфраструктуры и непростыми условиями разработки. Одной из основных проблем, связанных с освоением Русского месторождения, является высокая вязкость нефти (в среднем, она оценивается в 220-250 сантипуаз). Сложность представляют и климатические условия в регионе: месторождение расположено в Заполярье, и в период выполнения основного объема работ температура колеблется от -30°С до -50°С. Прокачка нефти с описанными характеристиками в подобных условиях – весьма серьезная задача. Кроме того, разработка пласта осложняется тем, что глубина промерзания грунта в районе месторождения составляет порядка 500-600 м.[3]

• Русское газонефтяное месторождение Большой энциклопедический словарь
• Русское газонефтяное месторождение Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.