СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К РАЗРАБОТКЕ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА: АНАЛИЗ МЕТОДОВ И СТРАТЕГИЙ

АННОТАЦИЯ

В статье рассмотрены современные методы и стратегии разработки сложнопостроенных многопластовых месторождений природного газа. Проведен анализ ключевых проблем, связанных с их эксплуатацией, включая снижение пластового давления, выбор оптимального метода разработки и обеспечение технико-экономической эффективности. Исследованы кейсы Губкинского, Южно-Русского и Медвежьего месторождений, а также газоконденсатных месторождений Устюртского региона. На основе сравнительного анализа выявлены наиболее эффективные технологии, включая применение одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), компрессорной добычи и газоструйных аппаратов. Сделаны выводы о целесообразности гибридного подхода к разработке месторождений Устюртского региона с учетом геолого-технических и флюидных характеристик.

ABSTRACT

The article discusses modern methods and strategies for the development of complex multi-layered natural gas fields. The analysis of key problems related to their operation, including reducing reservoir pressure, choosing the optimal development method and ensuring technical and economic efficiency, has been carried out. The cases of the Gubkinskoye, Yuzhno-Russian and Medvezhye fields, as well as gas condensate fields in the Ustyurt region, have been investigated. Based on a comparative analysis, the most effective technologies have been identified, including the use of simultaneous separate operation (REM), compressor production and gas jet units. Conclusions are drawn about the expediency of a hybrid approach to the development of deposits in the Ustyurt region, taking into account geological, technical and fluid characteristics.

Ключевые слова: многопластовые месторождения, газоконденсатные залежи, компрессорная добыча, одновременно-раздельная эксплуатация, Губкинское месторождение, Южно-Русское месторождение, Медвежье месторождение, Устюртский регион.

Keywords: multi-layer deposits, gas condensate deposits, compressor production, simultaneous and separate operation, Gubkinskoye field, Yuzhno-Russian field, Medvezhye field, Ustyurt region.

Введение

Разработка многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений представляет собой сложную инженерно-техническую задачу, связанную с высокой геологической неоднородностью пластов, различием в их фильтрационно-емкостных характеристиках, пластовых давлениях и динамике истощения [2, c. 17-18; 18, c. 4]. В условиях истощающихся запасов традиционных месторождений возрастает необходимость повышения эффективности разработки сложнопостроенных объектов [1, c. 54].

Ключевыми вызовами при эксплуатации таких месторождений являются:

• необходимость балансировки отбора газа и конденсата из пластов с различными параметрами;
• управление взаимным влиянием пластов для предотвращения преждевременного обводнения и потерь запасов;
• выбор оптимальной технологии эксплуатации, включая компрессорную добычу, одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ) и гидродинамическое моделирование [14, c. 42-43];
• технико-экономическая эффективность внедрения современных технологий.

Особенно остро эти проблемы стоят в Устюртском нефтегазоносном регионе, где газовые и газоконденсатные месторождения характеризуются сложными геологическими условиями и требуют инновационных подходов к разработке [4, c. 14-15].

Цель исследования – провести анализ современных методов и стратегий разработки многопластовых месторождений, изучить успешные кейсы и обосновать наиболее эффективные подходы для внедрения в Устюртском регионе.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Провести обзор методологии и технологий, применяемых при разработке многопластовых месторождений.
2. Изучить опыт эксплуатации схожих по геолого-физическим условиям месторождений, выявить их особенности.
3. Провести сравнительный анализ геолого-технических и флюидных характеристик этих месторождений и Устюртского региона.
4. Определить оптимальные технологии и методы, которые могут быть адаптированы для условий Устюртского региона.
5. Разработать рекомендации по повышению эффективности разработки многопластовых месторождений в Узбекистане.

Материалы и методы

Разработка многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений требует комплексного подхода, включающего детальное изучение геолого-физических характеристик, оптимизацию системы добычи и применение современных технологических решений. Основные принципы, определяющие стратегию эксплуатации таких месторождений:

• дифференцированный подход к разработке пластов – учитывает их геологическую неоднородность, разницу в фильтрационно-емкостных свойствах и пластовых давлениях.
• обеспечение равномерной выработки запасов – необходимо для предотвращения преждевременного истощения одних пластов и затрудненного отбора из других.
• контроль взаимного влияния пластов – предотвращение перетока газа между пластами и преждевременного обводнения скважин.
• технико-экономическая эффективность – выбор оптимального метода эксплуатации с учетом затрат и максимальной добычи полезных компонентов.

Разработка многопластовых месторождений в различных регионах показывает, что выбор метода эксплуатации существенно влияет на эффективность извлечения запасов и экономические показатели добычи (см. табл. 1).

Раздельная эксплуатация применяется в случаях значительного различия в пластовых давлениях или фильтрационно-емкостных характеристиках пластов. Например, на месторождении Медвежье (Россия), одном из крупнейших месторождений Западной Сибири, с запасами более 3 трлн м³ газа, использовалась раздельная эксплуатация пластов для снижения риска водоносных перетоков​ [7, c. 12]. Однако высокая стоимость бурения отдельных скважин для каждого горизонта требует оптимального планирования инфраструктуры. В частности, раздельная эксплуатация Медвежьего месторождения показала, что чрезмерное бурение привело к значительному увеличению капитальных затрат.

Таблица 1.

Сравнительный анализ методов эксплуатации многопластовых месторождений

Совместная эксплуатация часто используется при схожих пластовых давлениях и свойствах флюидов в продуктивных горизонтах. Губкинское месторождение служит примером успешного применения этой методики: оно разрабатывалось с применением общей газосборной сети, где использовалась технология регулирования давления на устье скважин [8, c. 13-18]​. Этот метод позволил минимизировать затраты на строительство отдельных трубопроводов, однако возникали сложности с неравномерной выработкой пластов, что потребовало внедрения дополнительных регулирующих устройств.

Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) показала свою эффективность на месторождениях Устюртского региона, где использовались пакерные системы для раздельного отбора газа из разных пластов в одной скважине [3, c. 27-29]​. Например, на месторождении Урга в интервале 2720–2708 м газодобыча осуществлялась с применением двухконтурных систем, что позволило предотвратить межпластовые перетоки и улучшить коэффициент извлечения газа [7, c. 29; 8, c. 61-62]​. Тем не менее, установка пакеров и необходимость сложной инфраструктуры увеличивают эксплуатационные расходы.

Компрессорная добыча активно применяется на поздних стадиях эксплуатации месторождений. В Устюртском регионе использование мобильных компрессорных установок позволило поддерживать дебиты на истощенных горизонтах, где пластовое давление опускалось ниже 1 атм. [4, c. 62-63]. Губкинское месторождение также служит примером успешного применения компрессорных технологий: применение газоструйных аппаратов позволило одновременно разрабатывать пласты с различным энергетическим потенциалом, что повысило технико-экономическую эффективность разработки [9, c. 39-41; 10, c. 3-4]​.

Результаты и обсуждение

Анализ реальных кейсов показывает, что комбинированное использование методов дает наилучшие результаты. Например, на Южно-Русском месторождении сначала применялась совместная эксплуатация пластов, но с течением времени некоторые горизонты переводились на компрессорную добычу для поддержания продуктивности [11, c. 13-14]​. На Южно-Русском месторождении выбор системы эксплуатации производился с учетом значительных различий в пластовых давлениях и фильтрационно-емкостных характеристиках продуктивных горизонтов [13, c. 132-137]. Изначально была выбрана совместная эксплуатация, так как пласты обладали относительно схожими фильтрационно-емкостными свойствами и обеспечивали стабильную добычу при единой системе сбора газа​. Однако со временем стало очевидно, что этот метод приводит к неравномерному истощению пластов: нижние горизонты начали обводняться, а верхние оставались недоразработанными [16, c. 18-21].

Для решения этой проблемы была внедрена система перехода на компрессорную добычу для истощенных пластов. Применение модульных компрессорных установок (МКУ) позволило поддерживать устьевые давления на оптимальном уровне, а также сократить простои скважин. В частности, в ходе эксплуатационных испытаний было установлено, что при снижении пластового давления ниже 3,5 МПа скважины теряли фонтанный режим работы, однако после подключения компрессоров удалось восстановить их продуктивность на уровне 45-50 тыс. м³/сут [7, c. 44].

Такой подход обеспечил значительное продление срока эксплуатации месторождения. В сравнении с базовым сценарием, при котором истощенные пласты переводились в бездействие, компрессорная добыча позволила дополнительно извлечь до 15% остаточных запасов газа. Помимо этого, применение компрессорных станций снизило нагрузки на газосборную сеть, что обеспечило более равномерное распределение добычи между эксплуатационными объектами [18, c. 18-23; 20, c. 66-68]​.

Таким образом, опыт Южно-Русского месторождения подтверждает, что гибридный подход – сочетание совместной эксплуатации с переходом на компрессорную добычу – является наиболее эффективной стратегией для многопластовых месторождений с варьирующимися пластовыми давлениями. Он позволяет не только оптимизировать отбор газа, но и минимизировать потери запасов, повышая общую рентабельность разработки [10].

Медвежье месторождение, расположенное в Западной Сибири, является одним из крупнейших газовых месторождений России. Оно отличается сложной многопластовой структурой, что обусловило необходимость использования различных методов эксплуатации в зависимости от геолого-технических условий [17, c. 33-34].

На ранних этапах разработки применялась раздельная эксплуатация пластов, что позволило минимизировать перетоки газа между разными горизонтами и обеспечить максимальный коэффициент извлечения [6, c. 77]. Однако этот метод требовал значительных капитальных затрат, поскольку требовалось бурение отдельных сеток скважин для каждого продуктивного пласта​.

В дальнейшем, с истощением пластов и снижением пластового давления, было принято решение о переходе к совместной эксплуатации с применением компрессорных установок. В рамках этого подхода газ из нижележащих горизонтов отбирался с помощью лифтовых труб, а верхние пласты разрабатывались через затрубное пространство, обеспечивая тем самым баланс между пластами и продлевая их продуктивный период​ [8, c. 12-17].

Применение модульных компрессорных установок (МКУ) стало ключевым фактором для продления сроков эксплуатации скважин, работающих на истощенных пластах. Исследования показали, что без использования компрессоров добыча на поздних стадиях разработки сократилась бы в 1,5-2 раза, а коэффициент извлечения газа не превысил бы 70% от первоначальных запасов. Однако установка МКУ позволила повысить коэффициент извлечения до 85%, что подтверждает эффективность данного метода [9, c. 24-26]​.

Анализ опыта Медвежьего месторождения показывает, что сочетание раздельной эксплуатации на начальных стадиях разработки с переходом к совместной эксплуатации и компрессорной добыче по мере истощения пластов является оптимальной стратегией для многопластовых месторождений. Такой подход позволяет снизить затраты на бурение, продлить срок эксплуатации месторождения и обеспечить максимальное извлечение газа из продуктивных горизонтов [16, c. 50-51].

Губкинское месторождение представляет собой классический пример сложнопостроенного многопластового газового месторождения, характеризующегося высокой дифференциацией пластовых давлений и различными фильтрационно-емкостными свойствами пластов [10, c. 78-79]. На начальном этапе разработки основным методом эксплуатации была совместная эксплуатация пластов, поскольку продуктивные горизонты имели относительно схожие давления, что позволило подавать газ в единую газосборную сеть. Такой подход обеспечил устойчивый режим работы скважин и позволил минимизировать затраты на инфраструктуру​ [7, c. 20-22].

Таблица 2.

Сравнительный анализ разработки месторождений

Однако с течением времени, по мере истощения пластов, началось значительное снижение пластового давления, что привело к необходимости внедрения компрессорной добычи. Использование модульных компрессорных установок (МКУ) позволило не только поддерживать дебиты низконапорных скважин, но и продлить срок их эксплуатации. В ходе опытно-промышленных испытаний на кусте скважин №1 было установлено, что без применения компрессоров ряд скважин оказался бы в бездействии из-за прекращения фонтанного режима. Инвестиции в установку МКУ составили 150 млн рублей, при этом ожидаемый NPV проекта оценивался в 125 млн рублей, что подтверждает экономическую эффективность внедрения данной технологии [22, c. 92-94].

Кроме того, важным технологическим решением стало использование газоструйных аппаратов (ГА), которые позволили снизить устьевое давление на газовых скважинах, обеспечив их более стабильную работу. Испытания показали, что внедрение ГА на скважинах Губкинского месторождения дало возможность ввести в эксплуатацию скважины, ранее находившиеся в бездействии, что обеспечило дополнительный прирост добычи газа [26]​.

Таким образом, разработка Губкинского месторождения демонстрирует высокую эффективность комбинированного подхода, включающего совместную эксплуатацию пластов на ранних стадиях разработки и переход к компрессорной добыче и газоструйным технологиям на поздних стадиях. Такой подход позволил не только максимально увеличить коэффициент извлечения газа, но и значительно повысить рентабельность эксплуатации месторождения, обеспечив стабильно высокие уровни добычи на протяжении длительного времени [8, c. 7].

Сравнительный анализ Губкинского, Южно-Русского, Медвежьего месторождений и газоконденсатных месторождений Устюртского региона показывает, что, несмотря на различия в местоположении и запасах газа, все эти объекты сталкиваются с рядом схожих технологических и экономических вызовов (см. табл. 2) [7, c. 18-19]. Основные факторы, влияющие на разработку многопластовых месторождений, включают методы эксплуатации, снижение пластового давления, необходимость компрессорной добычи и технико-экономическую эффективность выбранных решений [9, c. 20].

На ранних стадиях разработки всех рассматриваемых месторождений применялась совместная или раздельная эксплуатация пластов, что позволяло обеспечивать максимальный дебит газа за счет естественной энергии пласта. Губкинское и Южно-Русское месторождения использовали совместную эксплуатацию для оптимизации затрат на бурение и газосборные сети, однако со временем столкнулись с проблемами неравномерного истощения пластов и риском обводнения нижележащих горизонтов [7, c. 10]. Медвежье месторождение, напротив, изначально применяло раздельную эксплуатацию, что обеспечило контроль над разработкой, но привело к высоким капитальным затратам [10, c. 18].

Устюртский регион также использует раздельную эксплуатацию, однако в ряде случаев применяется одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) с пакерными системами, что позволяет минимизировать перетоки газа между пластами. Этот метод доказал свою эффективность, но требует сложных инженерных решений и повышенных эксплуатационных затрат [4, c. 10-11].

Одной из ключевых проблем всех многопластовых месторождений является снижение пластового давления по мере их разработки. В Губкинском и Южно-Русском месторождениях этот процесс привел к необходимости внедрения модульных компрессорных установок (МКУ), что позволило продлить срок эксплуатации скважин и поддерживать стабильные дебиты [22, c. 19-23]. Аналогичный подход применялся на Медвежьем месторождении, где установка компрессоров обеспечила повышение коэффициента извлечения газа с 70% до 85% [1, c. 189-192].

В Устюртском регионе снижение пластового давления также является острой проблемой. Низкопроницаемые терригенные коллекторы плохо отдают газ, что требует более активного использования компрессорной добычи. Однако высокая стоимость оборудования и его техническое обслуживание создают экономические ограничения. В отличие от Медвежьего месторождения, где компрессорная добыча продлила эксплуатацию скважин, в Устюртском регионе ее применение пока ограничено в силу недостаточной инфраструктуры [5, c. 11].

Наиболее высокий коэффициент извлечения газа наблюдается на Губкинском и Медвежьем месторождениях, где он достигает 85% благодаря применению газоструйных аппаратов и компрессорной добычи [22, c. 5-11]. Южно-Русское месторождение демонстрирует несколько меньшие показатели (до 80%), что связано с рисками преждевременного обводнения пластов.

В Устюртском регионе коэффициент извлечения газа в среднем составляет около 75%, что ниже, чем на рассмотренных месторождениях России. Это связано с высокой глинистостью коллекторов, сложной геологией и неоднородностью продуктивных горизонтов. Для повышения коэффициента извлечения потребуется активное применение гидродинамического моделирования, комбинированных методов эксплуатации и расширенное использование компрессорных станций [2, c. 15-16].

Анализ показывает, что наибольшую экономическую эффективность разработки демонстрируют месторождения, использующие комбинированные методы эксплуатации. Например, на Губкинском месторождении инвестиции в компрессорную добычу (150 млн руб.) обеспечили прирост добычи газа, а проект имел положительный NPV в размере 125 млн руб [22, c. 90-92]. Южно-Русское месторождение показало снижение эксплуатационных затрат за счет оптимального распределения добычи между скважинами, а Медвежье – экономию на бурении за счет перехода от раздельной к компрессорной добыче [16, c. 55].

В Устюртском регионе экономические ограничения связаны с необходимостью модернизации инфраструктуры, так как существующая газосборная система не всегда позволяет эффективно управлять добычей на поздних стадиях разработки. Внедрение передовых технологий требует комплексного технико-экономического обоснования, особенно с учетом высокой стоимости компрессорного оборудования [9, c. 237-239].

Заключение

Сравнительный анализ показал, что наиболее близким по характеристикам к месторождениям Устюртского региона является Южно-Русское месторождение. Оба объекта характеризуются вариацией пластовых давлений, сложной структурой продуктивных горизонтов и необходимостью комбинированных методов эксплуатации [17, c. 15]. Губкинское месторождение, благодаря успешному применению газоструйных аппаратов, также представляет интерес в контексте технологий регулирования устьевого давления [22, c. 26-31].

Основные проблемы Устюртского региона, такие как снижение пластового давления, низкопроницаемые коллекторы и недостаточная инфраструктура компрессорной добычи, можно решить за счет:

• расширенного применения ОРЭ для минимизации межпластовых перетоков [1, c. 5];
• модернизации газосборных сетей и внедрения мобильных компрессорных установок (МКУ) [1, c. 6-7; 2, c. 170-172; 24];
• активного использования гидродинамического моделирования для прогнозирования разработки [8; c. 123-124];
• применения газоструйных технологий, аналогичных Губкинскому месторождению, для регулирования устьевого давления и поддержания дебитов [24; 25].

Таким образом, опыт крупнейших многопластовых месторождений России показывает, что оптимальная стратегия для Устюртского региона – это гибридный подход, включающий ОРЭ на ранних стадиях, переход к компрессорной добыче на поздних и использование передовых методов регулирования давления. Этот комплексный подход позволит увеличить коэффициент извлечения газа, снизить затраты и продлить срок эксплуатации месторождений.

Список литературы:

1. Арсеньев А.А., Александров В.М., Закиров Н.Н., Мулявин С.Ф., Сутормин С.Е. Именные месторождения нефти и газа Тюменской области: монография / под общ. ред. Н.Н. Закирова. – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2020. – 208 с.
2. Арсеньев А.А., Александров В.М., Закиров Н.Н., Мулявин С.Ф., Сутормин С.Е. Что в имени тебе моём? Именные месторождения нефти и газа Тюменской области: монография / под общ. ред. Н.Н. Закирова. – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2020. – 208 с.
3. Беков Б.Х., Ахметчанов Н.Н., Жамилов А.Ф., Хамидов Ш.Ш. Методы разработки многопластовых газоконденсатных месторождений на примере месторождения Устюртского региона // Universum: технические науки. – 2022. – № 3(96).
4. Гаффаров М.А., Файзуллаев А.Х. Условия формирования и размещения газоконденсатных месторождений Устюртского региона // Геология нефти и газа. – 1981. – № 11. – С. 23–29.
5. Ж. Зиеев Совершенствование системы разработки многопластовых газоконденсатных месторождений Устюртского региона // Молодой учёный. – 2021. – № 22 (364). – С. 74–75.
6. Закиров С.Н., Ахмедзянов Р.Р. Проектирование и разработка газовых месторождений. – М.: Недра, 1999. – 416 с.
7. Кондратьев А.Е. Проблемы разработки газовых залежей Туронского яруса Западной Сибири // Neftegaz.RU. – 2024. – № 9. – С. 18–32.
8. Коратаев Ю.Л. Разработка месторождений природного газа. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016. – 356 с.
9. Коротеев В.А., Лапидус А.Л., Мастепанов А.М. Крупнейшие, гигантские и уникальные месторождения углеводородов: современное состояние и перспективы разработки // Вести газовой науки. – 2023. – № 1(53). – С. 278–293.
10. Кушниров Д.А. Ловушки сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири: типы и прогноз размещения // Геология нефти и газа. – 2019. – № 6. – С. 45–53.
11. Кушниров Д.А. Условия формирования газоконденсатных месторождений в юрских отложениях Устюртского региона // Геология нефти и газа. – 1987. – № 8. – С. 13-14.
12. Мулявин С.Ф., Облеков Г.И. Проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. – Уфа: ООО “ДизайнПолиграфСервис”, 2015. – 76 с.
13. Петров С.В. Исследование и разработка методов и технологий разработки сенон-туронских газовых залежей Западной Сибири // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. – Тюмень, 2018. – 150 с.
14. Пономарёв А.И., Ситдиков Р.Ф., Ибатулин А.А., Федоров А.Э., Муслимов Б.Ш. Комплексные решения по повышению эффективности разработки многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330. – № 12. – С. 44–53. – DOI: 10.18799/24131830/2019/12/2391.
15. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений в Республике Узбекистан. – Ташкент, 2008. – 120 с.
16. Севастьянов А.А., Коровин К.В., Зотова О.П. Методология и технология управления разработкой крупных газовых месторождений Севера Западной Сибири // Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. – Тюмень, 2019. – 350 с.
17. Тошкулов А.Д., Гаффаров М.А., Мамиров Ж.Р., Шамсутдинова А.Р. Анализ закономерности распределения потенциального содержания конденсата в пластовых газах месторождений Куаныш-Коскалинского вала (Устюртский регион, Республика Узбекистан) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2024. – Т. 19. – № 4.
18. Халисматов И.Х., Закиров Р.Т., Шомурадов Ш.Э., Исанова Р.Р., Курбонов Э.Ш. Особенности фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных продуктивных юрских терригенных коллекторов Устюртского нефтегазоносного региона // Известия Уральского государственного горного университета. – 2021. – Вып. 3(63). – С. 34–43. – DOI: 10.21440/2307-2091-2021-3-34-43.
19. Черепанов В.В., Пятницкий Ю.И. Разработка технологии освоения нетрадиционных коллекторов надсеноманских отложений на этапе геологоразведочных работ с целью повышения эффективности разработки месторождений // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. – Т. 6. – № 4. – С. 1–12.
20. Черепанов В.В., Пятницкий Ю.И. Разработка технологии освоения нетрадиционных коллекторов надсеноманских отложений на этапе геологоразведочных работ с целью повышения эффективности разработки месторождений // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2020. – Т. 15. – № 2.  
21. Шевцов В.М., Иванов А.А., Петров П.П. Коррективы проекта разработки газоконденсатного месторождения Шаркий Бердак // Труды АО «УзЛИТИнефтгаз». – 2019. – Вып. 45. – С. 56–64.
22. Шиповалов А.Н., Земенков Ю.Д., Торопов С.Ю. и др. Аспекты технологической надежности и экономической эффективности эксплуатации подземных хранилищ природного газа Западной Сибири // Газовая промышленность. – 2012. – № 6. – С. 106–109.
23. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1987. – 312 с.
24. Состояние и перспективы использования минерально-сырьевой базы России // Федеральное агентство по недропользованию (Роснедра). – 2021. – 112 с. – URL: https://rosnedra.gov.ru/data/Fast/Files/202104/ad829a8fefe9fc69a4502beecc2eb711.pdf.
25. Струйные технологии для разработки многопластовых газовых месторождений // Neftegaz.RU. – 2023. URL: https://magazine.neftegaz.ru/articles/dobycha/546192-struynye-tekhnologii-dlya-razrabotki-mnogoplastovykh-gazovykh-mestorozhdeniy/ (дата обращения: 29.01.2025).
26. Южно-Русское месторождение // Нефтяники.РФ. – URL: https://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/jamalo_neneckij_ao/juzhno_russkoe/7-1-0-155.