Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Западно-Сибирском бассейне, входит в тройку крупнейших в мире месторождений на суше. Его общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа. Освоение месторождения, открытого в 1966 году, началось в 1977 году, добыча газа осуществляется с 1978 года. Работа газовиков осложняется крайне неблагоприятными условиями окружающей среды - вечная мерзлота, морозы, тундра и хрупкая экосистема.

Уренгойское месторождение протянулось с севера на юг более чем на 230 км, его ширина — от 30 до 60 км, площадь – около 6000 кв. км. Большая часть месторождения расположена за полярным кругом. Разрабатываемые в настоящее время песчаники в основном относятся к верхнемеловому периоду; они образовались 90 млн. лет назад и залегают на глубине более 1200 м. Чтобы свести воздействие на чувствительную экосистему к минимуму, бурение ведётся так называемым кустовым способом. В одном кусте, как правило, насчитывается от двух до семи скважин.

В состав Уренгойского месторождения входит три основных горизонта, содержащих углеводороды: сеноманский, валанжинский и ачимовский.

Сеноманские
залежи

Сеноманские залежи характеризуются глубиной залегания от 1000-1700 м. Располагаются ниже туронской залежи. Отличаются от валанжинских залежей значительно меньшим содержанием этана, пропана и газового конденсата. Сеноманский газ представляет собой, в основном, метан и является самым легкоизвлекаемым и требующим наименьших затрат на переработку. При разработке сеноманского пласта глубина скважин меньше, а насосно-компрессорные трубы применяются большего диаметра, чем на валанжине.

Валанжинские
залежи

Валанжинские (неокомские) углеводородные залежи расположены на глубине 1700-3200 м. Отличаются от сеноманских залежей значительным содержанием этана, пропана и газового конденсата. Валанжинские залежи образовались во время неокомского периода, также как и берриасские, готеривские и барремские залежи. Берриасская залежь нередко рассматривается как нижний уровень валанжинских залежей. Способы газодобычи и добычи конденсата при таком глубинном залегании предполагают наличие особых конструкций скважин (газопровод-шлейф также должен соответствовать особым требованиям), использование инновационных технологий на установках по комплексной подготовке газа.

Этот газ содержит тяжелые углеводороды, поэтому температура гидратообразования у него более высокая. Газ из этих месторождений необходимо отсепарировать от влаги, механических примесей и понизить до -30 Сº его температуру, чтобы получить итоговый продукт необходимой кондиции. При разработке валанжинского пласта глубина скважин больше, а насосно - компрессорные трубы применяются меньшего диаметра, чем на сеномане. Газопроводы-шлейфы рассчитаны на более высокое давление.

Ачимовские
залежи

Ачимовские отложения залегают на глубинах около 3500-4000 м и имеют гораздо более сложное геологическое строение по сравнению с сеноманскими (находятся на глубине 1100-1700 м) и валанжинскими (1700-3200 м) залежами. Другие газоносные слои находятся на глубине более 3500 м. Речь идёт о нижнемеловых ачимовских залежах, образовавшихся около 140 млн лет назад. Ачимовские песчаники обладают средней пористостью и достаточно низкой проницаемостью. Залежи данного типа являются нефтегазоносными, они широко распространены в Западной Сибири и обнаружены на многих месторождениях.

АО «Ачимгаз» является одним из действующих операторов на месторождении. Лицензионный участок 1А площадью 354,689 кв. км, в пределах которого осуществляет деятельность компания, расположен в юго-восточной части Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения к югу от Cеверного полярного круга.