Порядка 80% добываемого природного газа в России отбирается из сеноманских газовых залежей месторождений Западной Сибири. Долгое время основной объем добычи газа формировали крупнейшие уникальные месторождения региона — Медвежье, Уренгойское, Ямбургское. В настоящее время разработка сеноманских залежей данных месторождений перешла в завершающую стадию, а выработка начальных балансовых запасов превысила 80%-ный порог. Известно, что при отборе газа более чем на 80-85% происходит значительное снижение пластового давления, а дальнейшая добыча оставшихся запасов при условии их магистральной транспортировки становится экономически неэффективной вследствие резко возрастающей себестоимости добываемой продукции. Остаточные запасы газа таких залежей не рентабельны для добычи, но с глубоким компримированием часть из них все-таки можно извлечь. Вот эту часть и называют «низконапорным газом». Проведенная оценка показала, что по достижении 85%-ного порога выработки балансовых запасов сеноманских отложений только на Медвежьем, Уренгойском и Ямбургском месторождениях останется не менее 1 трлн 700 млрд м3 газа, из которых более 600 млрд м3 составит «низконапорный газ». Опыт экономически эффективного доизвлечения таких запасов в настоящее время отсутствует. Высокая степень инфраструктурного развития месторождений и важность социально-экономического фактора требуют внедрения новых технических решений, позволяющих продлить разработку и увеличить конечную газоотдачу данных месторождений. Сегодня в стенах научно-исследовательских и проектных институтов, занимающихся проблемами разработки сеноманских газовых залежей, решаются задачи по созданию новых и совершенствованию уже апробированных технологических подходов разработки залежей «низконапорного газа». В данной статье сделана попытка дать определение «низконапорного газа», оценить его объемы по находящимся в разработке сеноманским газовым залежам ЯНАО и дать краткое описание апробированных и перспективных технических решений по эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки.

About 80% of the produced natural gas in Russia, taken from the Cenomanian gas deposits fields of Western Siberia. For a long time the main volume of gas formed a unique largest deposits in the region - Medvezhye, Urengoyskoye, Yamburgskoye. Currently the development of the Cenomanian deposits of the data fields passed the final stage, and output the initial balance reserves exceeded the 80 percent threshold. It is known that in the selection of gas more than 80-85%, there is a significant reduction in reservoir pressure, and further extraction of the remaining reserves, provided their main transportation becomes economically inefficient, due to sharply increasing the cost of products produced. Remaining gas reserves of these deposits is not cost-effective for production, but with deep compression, some of them still can be extracted. This area and are called "low-pressure gas". The assessment shows that the achievement of the 85% threshold of generation reserves Cenomanian deposits, only Medvezhye, Urengoy and Yamburg fields will remain at least 1 trillion 700 billion m3, of which more than 600 billion m3 will be "low-pressure gas." Experience cost-effective recovery of these stocks are currently missing. A high degree of infrastructure development fields and the importance of socio-economic factors, require the introduction of new technical solutions that extend the development and increase the end-hasaudio data fields. Today in the research and design institutes, dealing with the development of the Cenomanian gas deposits solved the problem by the creation of new and the improvement of already proven technological approaches for the development of deposits "of low-pressure gas". In this article an attempt is made to define "low-pressure gas", to estimate the volumes involved in the development of the Cenomanian gas deposits of the Yamal-Nenets and give a brief description of proven and promising technical solutions to the wells at final stage of development.