Новые горизонты добычи

Новые горизонты добычи

Материал опубликован в № 6 корпоративного журнала «Газпром», беседу вел Сергей Правосудов

На вопросы журнала отвечает заместитель Председателя Правления ПАО «Газпром» Виталий Маркелов

Виталий Анатольевич, сколько газа и жидких углеводородов добыл «Газпром» в 2019 году?

По итогам 2019 года добыча газа составила 500,131 млрд куб. м, 16,7 млн т газового конденсата и 40,7 млн т нефти.

Ямал

Как идет освоение запасов полуострова Ямал? Какая работа ведется на Бованенковском месторождении и когда планируется ввести в эксплуатацию Харасавэйское и Крузенштернское?

В настоящее время продолжается активное освоение сеноман-аптских залежей Бованенковского месторождения, в 2019 году введены в эксплуатацию дожимная компрессорная станция (вторая очередь) на ГП-3 мощностью 80 МВт и 49 эксплуатационных газовых скважин.

Продолжается активное освоение сеноман-аптских залежей Бованенковского месторождения, в 2019 году введены в эксплуатацию дожимная компрессорная станция (вторая очередь) на ГП-3 мощностью 80 МВт и 49 эксплуатационных газовых скважин

В 2019 году «Газпром» приступил к полномасштабным работам по обустройству еще одного уникального месторождения на Ямале — Харасавэйского. Начало добычи газа из сеноман-аптских залежей запланировано в 2023 году с выводом месторождения на проектный уровень добычи 32 млрд куб. м к 2025 году.

Для обеспечения прогнозной потребности на среднесрочную перспективу ПАО «Газпром» запланировано осуществить расширение добычных мощностей в зоне ЕСГ, в том числе за счет ввода в разработку Крузенштернского газоконденсатного месторождения.

Согласно Плану мероприятий по обустройству сеноманской залежи месторождения ввод Крузенштернского газоконденсатного месторождения в эксплуатацию намечен на 2028 год. В настоящее время идет подготовка проектного технологического документа на разработку месторождения, в соответствии с которым будут определены технико-технологические решения по разработке и обустройству месторождения, в том числе сроки выхода на максимальный проектный уровень добычи газа 33 млрд куб. м в год.

Каковы планы в отношении Тамбейской группы?

В отношении освоения ресурсной базы Тамбейского месторождения рассматриваются различные варианты реализации проекта, в том числе с привлечением российских и иностранных партнеров. Так, ПАО «Газпром» и АО «РусГазДобыча» в рамках реализации Меморандума о намерениях, подписанного в 2017 году, занимаются оценкой перспектив реализации совместного интегрированного проекта. По результатам данной совместной работы будут определены техническая возможность и условия реализации проекта, а также сформирована оптимальная конфигурация проекта с целью принятия сторонами решения по его совместной реализации.

Необходимо отметить, что реализация проектов ПАО «Газпром» как в зоне ЕСГ, так и в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке ведется с учетом спроса на газ на внутреннем и внешнем рынках. Поэтому сроки ввода месторождений и темпы наращивания добычи газа могут уточняться в зависимости от конъюнктуры топливно-энергетического комплекса и изменений ситуации на рынке.

Когда начнется освоение месторождений Обской и Тазовской губ?

Освоение шельфовых месторождений Обской и Тазовской губ начнется с 2025 года, с ввода в эксплуатацию газового месторождения Каменномысское-море.

В рамках реализации проекта освоения Северо-Каменномысского месторождения, ввод в эксплуатацию которого планируется с 2027 года, ПАО «Газпром» организована разработка проектной документации на его обустройство.

В рамках деятельности компании ООО «РусГазАльянс», созданной в 2017 году на паритетных началах Группой «Газпром» и АО «РусГазДобыча», ведется работа по проектированию обустройства Семаковского месторождения, частично расположенного в акватории Тазовской губы.

Ввод первой очереди месторождения в разработку планируется осуществить в 2022 году путем строительства и обустройства скважин на суше со стандартным отходом от вертикали. В рамках второй и третьей очередей будет выполнено, соответственно, строительство ERD-скважин (extended reach drilling, скважины с отходом от вертикали более 3,5 тыс. м) и морского добычного комплекса для освоения акваториальной части Семаковского месторождения.

По результатам технико-экономического анализа оптимальным вариантом морского добычного комплекса для данного месторождения определен искусственный остров с основанием из стального кессона. Технологическая возможность и экономическая целесообразность замены стального основания на железобетонное будет дополнительно изучена в случае развития и внедрения данной технологии на других проектах.

Возможность разделения морского добычного комплекса на основание и верхнее строение позволяет применять зарекомендовавшие себя технические решения, аналогичные используемым при обустройстве месторождений на суше.

Таким образом, реализация совместного проекта позволит наработать опыт использования передовых технологий для освоения аналогичных месторождений.

Расскажите о проекте освоения Парусового и Северо-Парусового месторождений.

Данный комплексный проект, реализуемый компанией ООО «РусГазАльянс» — совместным предприятием Группы «Газпром» и АО «РусГазДобыча», предусматривает добычу, транспортировку и реализацию природного газа с Парусового, Северо-Парусового и Семаковского месторождений, расположенных на Тазовском полуострове в Ямало-Ненецком автономном округе.

В настоящее время ведется работа по Парусовому и Северо-Парусовому месторождениям, направленная на принятие окончательного инвестиционного решения по их освоению. С целью оптимизации технико-экономических показателей проекта освоения Парусовой группы месторождений планируется обеспечить достижение синергетического эффекта от использования единого газотранспортного коридора с группой Каменномысских месторождений.

Ввод Парусового месторождения в разработку планируется в 2025 году, а Северо-Парусового месторождения — на более поздних этапах с целью поддержания «полки добычи».

Сколько газа и конденсата было добыто в 2019 году из ачимовских залежей? Каковы планы на 2020 год? Когда предполагается ввести в эксплуатацию 3-й, 4-й и 5-й участки?

Добыча газа и нестабильного газового конденсата по ачимовским участкам в 2019 году составила: участок 1А: газ — 9,8 млрд куб. м, газовый конденсат — 4,1 млн т; участок 2А: газ — 3,5 млрд куб. м, газовый конденсат — 1,5 млн т. 3-й участок планируется ввести в эксплуатацию в 2021 году, 4-й и 5-й участки — в 2020 году.

А сколько газа в минувшем году было добыто на Астраханском месторождении? Каковы перспективы его освоения?

В 2019 году фактическая добыча газа составила 11,5 млрд куб. м. В настоящее время добыча сдерживается на текущем уровне в основном из-за высокого содержания серы в ресурсах месторождения. Мы прорабатываем возможность использования технологии закачки кислых газов в пласт, что позволит нарастить добычу на Астраханском месторождении.

Восточная Сибирь

Каковы планы освоения Чаяндинского месторождения?

Максимальный уровень годовой добычи свободного газа составит 25 млрд куб. м с фондом добывающих газовых скважин в 335 единиц и периодом постоянной добычи 20 лет. Выход месторождения на проектную мощность предусмотрен на шестой год разработки. Максимальная годовая добыча газового конденсата — 0,4 млн т, нефти — 3,2 млн т, фонд добывающих нефтяных скважин — 187 единиц.

Разделение углеводородного сырья и подготовка товарного газа и стабильного конденсата осуществляется на УКПГ-3 мощностью 25 млрд куб. м в год. Кроме того, сбор газа с кустов газоконденсатных скважин осуществляется на установке предварительной подготовки газа УППГ-2 (ввод в 2020 году) и УППГ-4 (ввод в 2023 году). В состав УКПГ-3 входит установка мембранного выделения гелиевого концентрата (УМВГК). Выделенный на УМВГК гелиевый концентрат закачивается в хамакинский горизонт Чаяндинского ГКМ, рассчитанный на возможность закачки гелиевого концентрата в течение периода до 15 лет.

Когда «Газпром» планирует ввести в эксплуатацию другие месторождения Якутии?

Помимо Чаяндинского НГКМ в Республике Саха (Якутия) ПАО «Газпром» владеет лицензиями на разработку Верхневелючанского, Среднетюнгского, Тас-Юряхского и Соболох-Неджелинского месторождений. В настоящее время ресурсы указанных месторождений рассматриваются как резерв для обеспечения поставок газа потребителям Республики Саха и Амурской области по мере снижения уровней добычи газа на Чаяндинском и Ковыктинском месторождениях в долгосрочной перспективе.

Расскажите о планах разработки Ковыктинского месторождения.

В настоящее время реализуется комплекс мероприятий по подготовке месторождения к промышленному освоению, выполняются геологоразведочные работы, опытно-промышленная эксплуатация, эксплуатационное бурение и подготовка к обустройству объектов добычи.

Согласно подготовленной в 2019 году технологической схеме разработки Ковыктинского газоконденсатного месторождения предусмотрен динамический период постоянных отборов пластового газа с выходом «на полку» 27,2 млрд куб. м в 2026 году. Прогнозная годовая добыча конденсата оценивается в 1,4 млн т

Ввод в промышленную эксплуатацию Ковыктинского ГКМ с подачей газа в магистральный трубопровод предполагается с конца 2022 года.

Ковыктинское ГКМ — базовое месторождение для создания Иркутского центра газодобычи. В настоящее время на Ковыктинском ГКМ идет период опытно-промышленной разработки, в эксплуатации находится опытно-промышленная установка подготовки газа УПГ-102 с максимальной проектной производительностью 330 млн куб. м газа в год.

Согласно подготовленной в 2019 году технологической схеме разработки Ковыктинского газоконденсатного месторождения предусмотрен динамический период постоянных отборов пластового газа с выходом «на полку» 27,2 млрд куб. м в 2026 году. Прогнозная годовая добыча конденсата оценивается в 1,4 млн т.

В 2019 году дан старт строительству кустов газовых скважин на месторождении. Пик бурения придется на 2021 год с мобилизацией 18 буровых станков. Общий фонд эксплуатационных скважин за весь период разработки составит 560 единиц, из них в 524 предусмотрено выполнение многостадийного гидроразрыва пласта.

Все эксплуатационные скважины, рекомендуемые к бурению, размещаются на кустовых площадках по три–семь скважин в кусте с максимальным отходом от устья не более 2,5 тыс. м, с группировкой на пяти УКПГ.

Кроме того, ПАО «Газпром» рассматриваются варианты оптимизации разработки месторождения с возможным увеличением максимального объема добычи газа.

В какие сроки газопровод «Сила Сибири» выйдет на проектную производительность? Что будет необходимо сделать, если понадобится увеличить мощность данного газопровода?

В соответствии с договором купли-продажи между ПАО «Газпром» и КННК выход на проектную производительность газопровода «Сила Сибири» предусмотрен в 2025 году (объем транспортировки газа в Китайскую Народную Республику составит 38 млрд куб. м в год). Для увеличения производительности газопровода сверх указанной необходимо построить дополнительные компримирующие мощности и лупинги линейной части. Объем строительства будет зависеть от требуемого увеличения производительности газопровода.

Переработка

Когда планируется вывести на проектную мощность Амурский ГПЗ?

Важным звеном технологической цепочки поставки газа месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока в КНР станет Амурский газоперерабатывающий завод (АГПЗ), на котором планируется перерабатывать газ Чаяндинского и Ковыктинского месторождений.

Проектная мощность Амурского ГПЗ по сырью составит 42 млрд куб. м газа в год. АГПЗ будет выпускать товарный газ (метан), СУГ, ПГФ, гелий, этановую фракцию.

Проектная мощность завода по товарному газу составит до 38 млрд куб. м в год с возможностью последующего расширения. В состав ГПЗ также войдет крупнейшее в мире производство гелия объемом до 60 млн куб. м в год.

На Амурском ГПЗ будет создано шесть технологических линий производительностью по 7 млрд куб. м газа в год. Ввод первого пускового комплекса планируется в 2021 году. В рамках первого пускового комплекса завода будут введены в эксплуатацию две технологические линии, затем последовательно до 2024 года включительно еще четыре линии. Таким образом, с 2025 года газоперерабатывающий завод выйдет на проектную мощность — 42 млрд куб. м сырьевого газа в год. По этому показателю предприятие будет одним из крупнейших в мире.

ПАО «СИБУР Холдинг» рассматривает проект реализации Амурского ГХК, который будет закупать этановую фракцию и СУГ.

Каковы планы в отношении создания перерабатывающего комплекса в Усть-Луге?

В марте 2019 года ПАО «Газпром» совместно с АО «РусГазДобыча» было принято инвестиционное решение о финальной конфигурации проекта создания крупного газоперерабатывающего комплекса по переработке этансодержащего газа и производству СПГ в районе Усть-Луги (Ленинградская область).

С объемом переработки 45 млрд куб. м природного газа в год предприятие в Усть-Луге станет крупнейшим ГПЗ в России.

Порядка 20 млрд куб. м товарного газа высокого качества будет направляться в газотранспортную систему, аналогичный объем — для преобразования в СПГ. Ежегодно будет производиться около 13 млн т СПГ. Также газоперерабатывающий комплекс будет производить до 3,6 млн т этановой фракции — сырья для Балтийского газохимического комплекса, проект которого АО «РусГазДобыча» реализует самостоятельно, и 1,7 млн т в год сжиженных углеводородных газов.

Сроки завершения строительно-монтажных работ газоперерабатывающего комплекса: конец 2023 года (первая очередь) и конец 2024 года (вторая очередь).

Реализацию проекта ведет ООО «РусХимАльянс», совместное предприятие (50:50) ПАО «Газпром» и АО «РусГазДобыча». В настоящее время оператор проекта осуществляет проектирование и подготовку площадки строительства.

Сахалин

Расскажите о работе «Газпрома» на шельфе острова Сахалин. Когда планируется ввести в эксплуатацию Южно-Киринское месторождение?

Стоит отметить, что важным этапом создания Сахалинского центра газодобычи является освоение Киринского, а также Южно-Киринского месторождений. На сегодняшний день на шельфе острова Сахалин «Газпром» осуществляет добычу газа на Киринском ГКМ. Добыча ведется двумя скважинами в периодическом режиме. Киринское ГКМ является единственным в нашей стране месторождением, при обустройстве которого использованы технологии подводной добычи углеводородов.

Согласно действующему проектному документу, годовой уровень добычи газа Киринского ГКМ составляет 5,5 млрд куб. м и обеспечивается эксплуатационным фондом из семи скважин. Строительство оставшихся пяти скважин завершено, их подключение к газосборной сети запланировано на навигационные периоды 2020 и 2021 годов в рамках договора «под ключ». Ввод в эксплуатацию запланирован на 2021 год.

Что касается Южно-Киринского месторождения, в 2018 году там начато бурение эксплуатационных скважин. На сегодняшний день пробурено восемь эксплуатационных скважин до продуктивного горизонта.

В 2020 году запланировано выполнить строительство шести эксплуатационных скважин до кровли продуктивного горизонта, в 2021 году — шести эксплуатационных скважин по продуктивному горизонту с освоением и консервацией, в 2022 году — еще восемь скважин.

Начало добычи газа на Южно-Киринском месторождении будет синхронизировано с готовностью крупных промышленных потребителей к приему газа.

Геологические запасы газа — 814,5 млрд куб. м. Проектный уровень добычи газа на Южно-Киринском составляет 21 млрд куб. м в год и будет обеспечиваться фондом из 37 добывающих скважин.

Основные технические решения освоения Южно-Киринского месторождения предполагают полностью подводное обустройство с подготовкой добытой пластовой продукции на береговом технологическом комплексе, который будет располагаться рядом с существующим береговым технологическим комплексом Киринского месторождения.

В настоящее время завершается разработка проектной документации на обустройство месторождения и на строительство эксплуатационных скважин, а также осуществляется выбор поставщиков технологического оборудования длительного срока изготовления.

Способны ли отечественные предприятия изготовить подводный добычной комплекс?

В период с 2017 по 2019 год в рамках реализации Государственной программы Российской Федерации «Развитие судостроения и техники для освоения шельфовых месторождений на 2013–2030 годы» созданы опытные образцы оборудования системы подводной добычи. Опытные образцы были представлены на Газовом форуме 2019 года.

В настоящее время завершаются испытания созданных опытных образцов и ведется анализ полученных испытаний.

При создании опытных образцов оборудования системы подводной добычи отечественными предприятиями освоены новые технологии. Промышленными предприятиями организована работа по модернизации производства с целью организации выпуска оборудования для применения при обустройстве месторождений на шельфе.

Турон и сенон

Каковы перспективы разработки туронских и сенонских залежей?

В 2019 году ПАО «Газпром» продолжена реализация утвержденной в 2017 году Программы освоения нетрадиционных и трудноизвлекаемых ресурсов газа. В фокусе была реализация проектов по компенсации падения добычи газа из сеноманских газовых залежей базовых месторождений Надым-Пур-Тазовского района за счет подготовки и освоения надсеноманских (сенон-туронских) газовых залежей на уже обустроенных промыслах.

Главным событием в 2019 году стало начало промышленной разработки туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения. Значимой вехой разработки трудноизвлекаемых запасов туронских залежей стало 4 октября 2019 года, когда был добыт первый миллиард куб. м газа. Фактические показатели разработки подтвердили высокий потенциал залежи и принятые оптимальные технические решения по ее освоению. В последующие несколько лет продолжится активная фаза обустройства туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения и достижения максимальной годовой добычи в 2023 году в объеме более 9 млрд куб. м газа. Промышленная разработка туронской залежи позволит продлить проектный годовой объем добычи на Южно-Русском месторождении на четыре года.

В 2021 году также запланирован ввод в опытно-промышленную эксплуатацию туронской залежи Заполярного месторождения. Стратегия освоения залежи будет принята в этом году с утверждением нового комплексного проекта на разработку Заполярного НГКМ. Предварительный срок ввода в промышленную разработку — 2026 год, максимальная годовая добыча — более 5 млрд куб. м. Ввод туронской залежи снизит темп падения добычи газа с Заполярного месторождения.

В 2021 году запланирован ввод в опытно-промышленную эксплуатацию туронской залежи Заполярного месторождения

В 2019 году продолжены геологоразведочные работы с целью изучения сенонских трудноизвлекаемых запасов газа на Медвежьем и Вынгапуровском месторождениях, выполнены проектные работы по Комсомольскому, Ямбургскому, Падинскому месторождениям. В 2020 году планируется утвердить технические решения по опытно-промышленной эксплуатации поисково-оценочной скважины на Медвежьем месторождении с подключением ее в 2022 году к существующей наземной инфраструктуре газового промысла с целью изучения мониторинга добычных характеристик во времени. Параллельно ведется работа по созданию и утверждению базы нормативно-технической документации по изучению и освоению сенонских залежей.

В ближайшие годы будет продолжена реализация программы изучения сенона с окончанием в 2025 году, после обобщения и анализа информации планируется продолжить оценку эксплуатационного потенциала сенонских залежей и выбор оптимальных технических решений по их эксплуатации.

Внутренний рынок

Сколько газа «Газпром» реализовал в 2019 году на внутреннем рынке?

В 2019 году Группой «Газпром» было реализовано потребителям России через газотранспортную систему (ГТС) ПАО «Газпром» 240 млрд куб. м природного газа, что на 4,2 млрд куб. м (-1,7%) ниже объемов 2018 года, прежде всего за счет более теплых погодных условий в первом и четвертом кварталах 2019 года. Снижение поставок газа отмечается в основном по предприятиям электроэнергетики, коммунально-бытового комплекса и населению, потребление газа которыми носит ярко выраженный сезонный характер.

В том числе на организованных торгах в 2019 году ПАО «Газпром» реализовано 10,5 млрд куб. м газа (-3,1 млрд куб. м к 2018 году). Снижение объемов реализации газа связано с ограничениями ресурсной базы и технической возможности транспортировки газа в летний период в условиях его закачки в ПХГ для подготовки к прохождению осенне-зимнего периода и выполнения экспортных обязательств.

Удалось ли поднять уровень платежей за газ и снизить задолженность за ранее поставленный газ?

Предприятия Группы «Газпром» ведут системную работу по укреплению платежной дисциплины потребителей на внутреннем рынке. Принимаемые меры позволили добиться значимого результата: впервые за многие годы снижена просроченная задолженность потребителей за поставленный газ. На 1 января 2020 года она составила 174,3 млрд рублей, что на 5,9 млрд рублей меньше, чем годом ранее (180,2 млрд рублей). Количество российских регионов, в которых потребители снизили просроченную задолженность, в 2019 году увеличилось с 30 до 34. Прежде всего это Краснодарский край, Кемеровская, Курганская, Московская и Новгородская области. Кроме того, улучшена платежная дисциплина потребителей в республиках Северо-Кавказского федерального округа (СКФО) — в Чечне, Дагестане и Ингушетии.

Впервые за многие годы снижена просроченная задолженность потребителей за поставленный газ. На 1 января 2020 года она составила 174,3 млрд рублей, что на 5,9 млрд рублей меньше, чем годом ранее

Уровень расчетов за поставленный газ всех категорий потребителей на территории Российской Федерации в 2019 году вырос на 0,2 п.п. — до 98%.

С точки зрения категорий потребителей наибольшее сокращение отмечено среди теплоснабжающих организаций (ТСО). В 35 регионах долг ТСО снижен в целом на 7,3 млрд рублей. При этом половина снижения обеспечена в шести регионах: Московской, Ярославской, Новгородской и Кемеровской областях, Краснодарском и Хабаровском краях.

Просроченная задолженность населения в 2019 году снижена более чем на 2 млрд рублей — до 75 млрд рублей. Уровень расчетов населения составил 90,5%. При этом более 88% долга населения приходится на республики Северного Кавказа, где «Газпром» активизировал системную работу по инвентаризации и актуализации абонентских баз. В 2019 году проведены 1,5 млн проверок абонентов, выявлены неучтенные 4 млн кв. м отапливаемой площади, 38 тыс. единиц газового оборудования и 84 тыс. потребителей, к оплате предъявлено 167 млн куб. м газа, что на 70% больше показателя 2018 года.

В целях повышения уровня сбора платежей населения за газ, создания комфортных условий для потребителей при расчетах за ресурс «Газпром» в 2019 году активизировал работу по внедрению современных интеллектуальных приборов учета и дистанционных форм оплаты за газ через интернет-сервис «Личный кабинет абонента», количество пользователей которого в 2019 году выросло на 37% — до 3,4 млн человек, а сбор платежей — на 57%, до порядка 5 млрд рублей.

«Газпром» продолжает активную претензионно-исковую работу по взысканию задолженности, усиливает взаимодействие с региональными властями и правоохранительными органами. В рамках этих направлений деятельности в 2019 году компанией возвращено 172,47 млрд рублей (в 2018 году — 166,4 млрд рублей).

Вместе с тем размер просроченной задолженности остается очень высоким. Для закрепления позитивной динамики «Газпром» участвует в подготовке предложений по совершенствованию законодательства в сфере поставок газа. В частности, в 2019 году началось правоприменение изменений в Жилищный кодекс Российской Федерации и Уголовный кодекс Российской Федерации, принятых по инициативе ПАО «Газпром», что также положительно сказалось на укреплении платежной дисциплины потребителей. Внесены изменения в Федеральный закон «О газоснабжении», закрепляющие полномочия Правительства России или уполномоченного им органа власти утверждать методику расчета ущерба в результате хищения газа из систем газоснабжения.

«Газпром» продолжает работу по совершенствованию законодательства. В настоящее время прорабатывается целый ряд инициатив, необходимых для повышения эффективности работы на внутреннем рынке газа, в том числе в части укрепления платежной дисциплины.

Сколько газа планируется поставить отечественным потребителям в 2020 году?

Планируемый объем поставки газа Группой «Газпром» потребителям России через ГТС ПАО «Газпром» в 2020 году определен на уровне 226,1 млрд куб. м при условии средних температурных режимов в предстоящий осенне-зимний период.

Какого уровня газификации планируется достичь к концу текущего года?

В Программу газификации регионов Российской Федерации на 2020 год включены 66 регионов. Планируемый уровень газификации природным газом на 1 января 2021 составит в целом по России 71,4%, в том числе в городах и поселках городского типа — 73,7%, сельской местности — 64,8%.

Зарубежные проекты

Каковы итоги 2019 года и планы по добыче в Северном море?

«Винтерсхалл Ноордзее Б.В.» (ВИНЗ) — совместное предприятие «Газпром ЭП Интернэшнл Б.В.» и «Винтерсхалл Деа ГмбХ». Компания работает в нидерландском, британском и датском секторах Северного моря и имеет различные доли в 48 лицензиях. Основными добывающими активами в доле компании ВИНЗ являются газовые месторождения «К18-Гольф» и «Вингейт». В 2019 году компанией ВИНЗ было добыто 534,7 млн куб. м газа, 3,7 тыс. т газового конденсата и 57,8 тыс. т нефти.

Кроме того, в 2019 году выполнялась активная работа по обустройству месторождения «Силлиманит», в частности, строительство платформы, модернизация приемного узла на головной платформе, строительство трубопровода, бурение эксплуатационной скважины.

В феврале 2020 года месторождение «Силлиманит» введено в эксплуатацию. План по добыче на 2020 год по месторождению в целом составляет 0,4 млрд куб. м.

Расскажите о работе по модернизации газового хозяйства Киргизии.

С приходом ПАО «Газпром» в Кыргызстан в 2014 году было сформировано ОсОО «Газпром Кыргызстан», обеспечивающее надежную и безопасную эксплуатацию ГТС республики. Компанией были проведены системная и комплексная работа по обеспечению надежности газотранспортной и газораспределительной системы, оптимизация бизнес-процессов, внедрение новых услуг и улучшение работы с потребителями.

Начиная с 2015 года ежегодно выполняются работы по капитальному ремонту малонадежных газопроводов, общая протяженность капитально отремонтированных газопроводов низкого и среднего давления на сегодняшний день составляет 94 км, и работа продолжается. Параллельно с ремонтом газопроводов выполняется ремонт зданий и оборудования газорегуляторных пунктов (ГРП), на сегодняшний день количество отремонтированных ГРП составляет 132 шт. Также в планомерном порядке идет замена морально и физически устаревших шкафных газораспределительных пунктов (ШГРП), выполнена замена 52 ШГРП.

В целях совершенствования деятельности по распределению и реализации газа на территории Республики Кыргызстан был разработан План мероприятий по внедрению в ОсОО «Газпром Кыргызстан» современных технологий строительства и эксплуатации сетей газораспределения из полиэтиленовых труб.

По итогам выполнения данного плана предприятие было оснащено необходимым для сварки полиэтиленовых труб оборудованием. В настоящее время ведется строительство пилотного объекта с применением полиэтиленовых труб («Строительство межпоселкового газопровода и газификация населенного пункта Александровка Московского района Чуйской области»). Здесь в 2019 году произведена укладка 7,2 км полиэтиленового газопровода с давлением 0,6 МПа. Ввод объекта состоится в текущем году.

В соответствии с законодательством Кыргызской Республики бытовые счетчики газа (БСГ) принадлежат поставщику газа. В период 2015–2020 годов ОсОО «Газпром Кыргызстан» приобрело для нужд новой газификации и для замены старых более 130 тыс. БСГ. При этом с 2016 года ОсОО «Газпром Кыргызстан» занимается изучением возможностей внедрения БСГ с удаленной передачей показаний. Были реализованы три пилотных проекта по внедрению БСГ с телеметрией. По итогам реализации пилотных проектов в 2020 году начнется установка 2 тыс. современных БСГ с электронной термокоррекцией, оснащенных блоками передачи данных. До 2023 года планируется обеспечение БСГ с телеметрией всех абонентов частного сектора г. Бишкека.

Для потенциальных потребителей внедрена электронная система по мониторингу и контролю процесса подключения: многофункциональный центр — единое окно (МФЦ). МФЦ — система, которая поэтапно направляет заявку абонента по службам компании до непосредственного пуска газа в домовладение.

Внедрены удаленные способы получения услуг, а именно через веб-сайт и мобильное приложение.

Каковы планы в отношении Узбекистана?

Мы продолжаем реализацию проекта разработки месторождения «Шахпахты» на северо-западе Узбекистана. Проект является пилотным по добыче природного газа Группы «Газпром» в Узбекистане. Участие в нем осуществляется на основании Соглашения о разделе продукции (СРП), которое действует до 2024 года.

Также в настоящее время проводится активная работа по проекту освоения месторождения «Джел», реализуемого в рамках СРП. По результатам подписания в 2019 году Постановления президента Республики Узбекистан, предусматривающего одобрение СРП по разработке месторождения и получения лицензии на право пользования недрами в пределах действия СРП с горным отводом, мы планируем продолжить работы по подготовке месторождения к вводу в эксплуатацию.

В рамках соглашений, подписанных ПАО «Газпром» и АО «Узбекнефтегаз» в 2017 году, в том числе о совместном проведении геологоразведочных работ на перспективных инвестиционных блоках Республики Узбекистан, мы проводим комплекс исследований по изучению и оценке инвестиционных блоков. Завершение работ запланировано на текущий год.

Каковы перспективы работы в Алжире?

В настоящее время Группа «Газпром» продолжает реализацию совместного проекта разведки месторождений углеводородов на контрактном участке «Эль-Ассель» в Алжире, участниками которого являются АГНК «Сонатрак» с долей 51% и дочерняя компания ПАО «Газпром» — «Газпром ЭП Интернэшнл Б.В.» с долей 49%.

Сейчас изучается перспективность двух открытых газоконденсатных месторождений — Рурд-Сая (RSH) и Северный Рурд-Сая (RSHN). Решение по целесообразности разработки месторождений планируется принять в этом году.