Разнообразие проектов

Разнообразие проектов

27 апреля 2018

Материал опубликован в № 4 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 2017 году?

В минувшем году фактическая добыча составила 471 млрд куб. м газа, 15,9 млн т газового конденсата и 40,9 млн т нефти (с учетом показателей ПАО «Газпром нефть»).

Каковы планы на 2018 год?

План по добыче на текущий год составляет 475,8 млрд куб. м, газа, 15,2 млн т газового конденсата и 40,9 млн т нефти (с учетом показателей «Газпром нефти»).

В минувшем году фактическая добыча составила 471 млрд куб. м газа, 15,9 млн т газового конденсата и 40,9 млн т нефти

Ямал

Как идет освоение запасов полуострова Ямал? Когда планируется вывести на проектную мощность Бованенковское месторождение и ввести в эксплуатацию Харасавэйское месторождение?

В 2016 году и в начале 2017 года мы ввели в эксплуатацию дополнительные мощности, увеличив максимальную суточную производственную мощность Бованенковского месторождения с 218 млн куб. м до 264 млн куб. м. В настоящее время на месторождении в работе находятся УКПГ-1 и УКПГ-2 (1-й и 2-й модули) суммарной производительностью 90 млрд куб. м в год. Действующий фонд скважин по состоянию на начало 2018 года составляет 404 ед. В минувшем году на Бованенковском месторождении было добыто 82,8 млрд куб. м газа.

В нынешнем году запланирован ввод в эксплуатацию УКПГ-3 производительностью 30 млрд куб. м ежегодно, ДКС (I очередь) на УКПГ-3 мощностью 125 МВт и 83 скважины. Всего на сеноман-аптских залежах Бованенковского НГКМ будет работать три газовых промысла, суммарная годовая проектная производительность которых составит 115 млрд куб. м газа с выходом на указанный уровень добычи в 2022 году.

Ввод в эксплуатацию сеноман-аптских залежей Харасавэйского месторождения планируется в 2024 году.

План по добыче на текущий год составляет: 475,8 млрд куб. м газа, 15,2 млн т газового конденсата и 40,9 млн т нефти

Каковы планы в отношении Тамбейской группы?

В настоящее время на месторождениях Тамбейской группы продолжаются геологоразведочные работы, в том числе на юрский нефтегазоносный комплекс. В 2017 году с целью изучения юрских отложений сформированы проекты ГРР на проведение работ по доразведке участков, реализация которых планируется с 2020 года. В 2018 году планируется закончить строительством четыре разведочные скважины.

Текущие извлекаемые запасы углеводородов месторождений Тамбейской группы по сумме промышленных категорий с учетом незначительной части нераспределенного фонда по состоянию на начало 2018 года составляют 7,7 трлн куб. м газа, 599,2 млн т конденсата и 29,7 млн т нефти.

В соответствии с лучшими международными практиками реализацию таких технологически сложных и капиталоемких проектов целесообразно осуществлять с привлечением компаний-партнеров.

В связи с этим в мае прошлого года ПАО «Газпром» подписало Меморандум о намерениях с ЗАО «РусГазДобыча», включающий в том числе рассмотрение вопросов сотрудничества в области реализации проектов по добыче, транспорту, газопереработке и газохимии на базе запасов и ресурсов газа и газового конденсата месторождений Тамбейского кластера (Северо-Тамбейское, Западно-Тамбейское и Тассийское).

При выборе партнера для реализации данного проекта «Газпром» исходил из необходимости первоочередной монетизации запасов жирного газа месторождений Тамбейского кластера, глубокая переработка компонентов которого позволит повысить эффективность их разработки за счет получения продуктов с высокой добавочной стоимостью. В настоящее время сторонами организована проработка вопросов реализации совместного проекта.

Расскажите о проекте освоения Парусового, Северо-Парусового и Семаковского месторождений.

В сентябре 2016 года мы подписали с ЗАО «РусГазДобыча» Основное соглашение об условиях реализации совместного проекта по разработке и освоению Парусового, Северо-Парусового и Семаковского месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе, а в апреле 2017 года создали совместное предприятие ООО «РусГазАльянс». Проект включает в себя добычу, транспортировку и реализацию природного газа с месторождений.

Кроме того, в мае прошлого года мы подписали с ЗАО «РусГазДобыча» Меморандум о намерениях по реализации проектов газохимического производства на базе запасов и ресурсов ачимовских и валанжинских залежей Надым-Пур-Тазовского региона, а также добычи и переработки газа и газового конденсата месторождений Тамбейского кластера.

В рамках исполнения условий Меморандума ООО «РусГазАльянс» организована работа по подготовке комплексного предынвестиционного исследования (обустройство месторождений и создание транспортной инфраструктуры) и технико-экономического обоснования данных проектов. Кроме того, будет выполнена оценка экономической целесообразности создания совместного предприятия.

Добыча из ачимовских залежей в 2017 году составила 9,3 млрд куб. м газа, 4,2 млн т газового конденсата. План на 2018 год сформирован в объеме 9 млрд куб. м газа и 4 млн т газового конденсата

Сложные запасы

Сколько газа и конденсата было добыто в 2017 году из ачимовских залежей? Каковы планы на 2018 год? Когда предполагается ввести в эксплуатацию 3-й, 4-й и 5-й участки? Какой максимальный объем газа и жидких углеводородов планируется добывать из ачимовских залежей?

Добыча из ачимовских залежей в 2017 году составила 9,3 млрд куб. м газа, 4,2 млн т газового конденсата. План на 2018 год сформирован в объеме 9 млрд куб. м газа и 4 млн т газового конденсата. Ввод в эксплуатацию 4-го и 5-го ачимовских участков планируется в 2020 году, 3-го участка — в 2028 году. Максимальный объем добычи газа из ачимовских залежей может составить 39,7 млрд куб. м в год (2034 год) и конденсата — 10,894 млн т в год (2028 год).

Какой объем газа в минувшем году удалось добыть на Астраханском месторождении? Каковы перспективы его освоения?

В 2017 году фактическая добыча газа составила 10,8 млрд куб. м. На нынешний год план по добыче газа сформирован в объеме 11,2 млрд куб. м. В настоящее время добыча сдерживается на текущем уровне в основном в связи с экологическими ограничениями и необходимостью использования дорогостоящих технологий, необходимых ввиду высокого содержания серы в ресурсах месторождения. C целью увеличения объемов добычи мы прорабатываем возможность освоения Астраханского месторождения с использованием технологии закачки кислых газов в пласт, которая позволит существенно уменьшить количество вредных выбросов и исключить проблемы, связанные с хранением и реализацией неликвидной попутной серы.

Сколько метана угольных пластов было добыто в 2017 году? Каковы перспективы этого проекта?

В минувшем году мы продолжали реализацию проекта по добыче метана угольных пластов в Кузбассе. В результате опытно-промышленной эксплуатации Нарыкско-Осташкинского метаноугольного месторождения было добыто 6,4 млн куб. м газа.

В настоящее время на месторождении начата подготовка к строительству трех систем многозабойных разведочных скважин, которые имеют своей целью не только прирост запасов более высоких промышленных категорий, но и демонстрацию добычных возможностей скважин данного типа с последующим обоснованием инвестиций в проект по результатам их пробной эксплуатации.

Для подготовки ресурсной базы с целью обеспечения повышения уровня региональной газификации и создания локальных электрогенерирующих мощностей продолжено планирование геологоразведочных работ на Тутуясской высокоперспективной площади вблизи города Междуреченска. Вместе с тем с целью повышения эффективности проекта активно ведется работа по привлечению зарубежных компаний-инвесторов к участию в проекте на различных условиях.

Каковы перспективы разработки туронских залежей?

В настоящее время продолжается опытно-промышленная разработка туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения. В 2017 году из турона добыто более 175 млн куб. м газа. Одновременно ведется подготовка к промышленной разработке залежи Южно-Русского месторождения на полное развитие с вводом в эксплуатацию первых эксплуатационных скважин в конце 2019 года.

Максимальная годовая добыча газа из туронской залежи Южно-Русского месторождения составит до 9 млрд куб. м в 2023 году

Согласно проектному документу на разработку, утвержденному в МПР РФ в 2017 году, максимальная годовая добыча газа из туронской залежи составит до 9 млрд куб. м в 2023 году. При этом рентабельность проекта по добыче трудноизвлекаемых запасов газа из туронской залежи будет увеличена за счет использования уже существующей наземной инфраструктуры сеноманского газового промысла Южно-Русского месторождения.

В ближайшей перспективе также планируется начать опытно-промышленную разработку туронской газовой залежи Заполярного месторождения.

Планирует ли «Газпром» заниматься разработкой газогидратов?

В 2017 году в ПАО «Газпром» разработана и утверждена Программа освоения нетрадиционных и трудноизвлекаемых ресурсов газа. Программа содержит оценку сырьевой базы, анализ существующих и перспективных технологий добычи, а также обоснование приоритетных направлений и наиболее перспективных территорий по изучению и добыче газа из нетрадиционных источников, в том числе из скоплений газовых гидратов.

Учитывая огромный ресурсный потенциал газовых гидратов в континентальной части РФ (более 300 трлн куб. м газа на севере Восточной и Западной Сибири) и шельфовой зоне (более 140 трлн куб. м в Беринговом, Черном и Охотском морях), в ближайшей перспективе будут продолжены научно-исследовательские работы по разработке технологий исследования гидратонасыщенных пород, изучение потенциальных газогидратных залежей в районах распространения многолетнемерзлых пород при проведении геологоразведочных работ на месторождениях севера Западной Сибири и изучение донных скоплений газовых гидратов.

Следующий шаг — создание и опробование технологий добычи газа на специальных научных полигонах и разработка комплекса нормативно-методической документации, регламентирующей вопросы освоения гидратного газа.

Шельф

Когда начнется освоение месторождений Обской и Тазовской губ?

Освоение месторождений Обской и Тазовской губ планируется начать с ввода в эксплуатацию крупнейшего по запасам месторождения в данном кластере —Каменномысское-море. В дальнейшем планируется начать освоение Северо-Каменномысского. По этим месторождениям выполнены и согласованы в государственных органах проектные технологические документы на разработку.

В настоящее время мы осуществляем проектирование обустройства месторождения Каменномысское-море. Для его разработки планируется строительство и установка в акватории месторождения гидротехнических сооружений, таких как ледостойкая платформа и ледостойкие блок-кондукторы. Мы планируем их построить на отечественных предприятиях.

Влияют ли зарубежные санкции на сроки разработки этих месторождений?

На наш взгляд, зарубежные санкции не влияют на сроки разработки месторождений Обской и Тазовской губ.

Каковы планы по добыче в Северном море?

В соответствии с Основным соглашением об обмене активами от 23 декабря 2013 года между ПАО «Газпром» и «Винтерсхалл Холдинг ГмбХ» компания «Газпром ЭП Интернэшнл Б.В.» приобрела 50% участия в капитале компании «Винтерсхалл Ноордзее Б.В.» (ВИНЗ).

ВИНЗ владеет долями участия в 51 лицензии на шельфе Северного моря, из них 41 — в нидерландском секторе, шесть — в британском и четыре — в датском. Сегодня добыча углеводородов ведется на восьми проектах, где ВИНЗ является оператором, и на пяти проектах с долевым участием ВИНЗ. По плану на 2018 год предстоит добыть 707 млн куб. м газа, 59,4 тыс. т нефти и 3,8 тыс. т конденсата.

Поскольку месторождения относятся к категории небольших, программа работ ВИНЗ сформирована таким образом, чтобы обеспечить стабильность показателей добычи в среднесрочной перспективе и восполнение ресурсной базы. При этом в плане геологоразведочных работ приоритет отдан проектам вокруг существующей инфраструктуры.

Объемы добычи в Северном море сравнительно небольшие, но и цель нашего участия в этих проектах несколько иная. Северное море на сегодняшний день для большинства иностранных компаний — это в первую очередь полигон новых технологий в сфере освоения морских месторождений, своеобразная школа кадров по практически всем аспектам реализации проектов. Кроме того, там применяются высочайшие требования и стандарты в сфере охраны труда и экологической безопасности — крайне важный для нас опыт. Участие в проектах в Северном море дает нам доступ к этому опыту и, следовательно, возможность его применения на наших проектах в других регионах и странах.

Расскажите о перспективах освоения месторождения Центральное в Каспийском море.

Месторождение Центральное, относящееся к категории крупных, расположено в акватории Среднего Каспия в 140 км от берега. Глубина моря в районе месторождения составляет 400–500 м.

Для совместного освоения углеводородных ресурсов геологической структуры «Центральная» от российской стороны распоряжением Правительства уполномоченной организацией назначено ООО «ЦентрКаспнефтегаз» (ЦКНГ) с долями участия ПАО «ЛУКОЙЛ» и ПАО «Газпром — 50%, от казахстанской стороны — АО НК „КазМунайГаз“ (КМГ).

В 2013 году было создано совместное предприятие ЦКНГ и КМГ — ООО „Нефтегазовая Компания Центральная“ с равным участием (50:50) каждой из сторон.

В соответствии с условиями лицензии на право пользования недрами месторождения Центральное, полученной ООО „Нефтегазовая Компания Центральная“ в сентябре 2016 года, требуется пробурить не менее одной поисково-оценочной скважины до 2022 года. В ходе подготовки к освоению будет разработан проект поисково-оценочных работ и выполнены инженерно-геологические изыскания в районе месторождения.

По результатам выполнения этапа геологического изучения недр будет выполнен пересчет запасов углеводородного сырья и принято решение по дальнейшей реализации проекта.

Расскажите о работе „Газпрома“ на шельфе острова Сахалин.

На континентальном шельфе Охотского моря ПАО „Газпром“ осуществляет реализацию проектов освоения Киринского, Южно-Киринского месторождений, входящих в проект „Сахалин-3“.

Киринское месторождение расположено на континентальном шельфе Охотского моря в 29 км от побережья северо-восточной части острова Сахалин. Глубина моря в пределах акватории месторождения составляет 85–95 м. Извлекаемые запасы месторождения по состоянию на начало 2018 года составляют 108,3 млрд куб. м газа и 13,4 млн т конденсата. Проектный уровень добычи газа Киринского ГКМ составляет 5,5 млрд куб. м в год и обеспечивается эксплуатационным фондом из семи скважин.

Киринское ГКМ введено в эксплуатацию в 2013 году (в промышленную разработку — в 2014 году). С месторождения обеспечивается добыча газа в объеме 4,5 млн куб. м в сутки и газового конденсата — 0,750 тыс. т в сутки. Товарный газ поставляется в магистральный газопровод Сахалин — Хабаровск — Владивосток, газовый конденсат — в нефтепровод „Сахалин Энерджи Инвестмент Компани“. Основные потребители газа Киринского ГКМ — север Сахалинской области и Приморский край.

При обустройстве месторождения впервые в Российской Федерации использованы технологии подводной добычи углеводородов. В 2017 году завершено строительство двух эксплуатационных скважин месторождения, которое осуществлялось полупогружными плавучими буровыми установками „Полярная звезда“ и „Северное сияние“. Эксплуатационное бурение на месторождении завершено (построено семь эксплуатационных скважин).

В настоящее время две скважины подключены к газосборному коллектору и успешно эксплуатируются. Работы по расширению обустройства Киринского месторождения (включая строительство второй нитки морского газосборного коллектора, подключение и ввод пяти эксплуатационных скважин) будут завершены до конца 2020 года.

Когда планируется ввести в эксплуатацию Южно-Киринское месторождение?

Южно-Киринское месторождение открыто ПАО „Газпром“ в 2010 году в ходе проведения геологоразведочных работ в пределах Киринского перспективного участка недр. Месторождение расположено на шельфе Охотского моря в 58 км к востоку от побережья о. Сахалин, глубина моря в районе месторождения составляет 110–320 м.

Извлекаемые запасы месторождения по сумме промышленных категорий по состоянию на начало 2018 года составляли 711,2 млрд куб. м газа, 111,5 млн т газового конденсата. На месторождении пробурены две поисковые и семь разведочных скважин. В марте текущего года на заседании экспертной комиссии по проведению государственной экспертизы оперативных изменений запасов углеводородного сырья по Южно-Киринскому месторождению Федеральное бюджетное учреждение „Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых“ (ГКЗ) были согласованы запасы по категории С1+С2 — 814,46 млрд куб. м газа и 199,78 млн т газового конденсата. Проектный уровень добычи газа Южно-Киринского месторождения составит 21 млрд куб. м и обеспечивается эксплуатационным фондом из 37 скважин. Ввод месторождения в эксплуатацию планируется осуществить в 2023 году. Начало бурения эксплуатационных скважин запланировано на текущий год силами собственных полупогружных буровых установок „Полярная звезда“ и „Северное сияние“.

Хочу также напомнить, что в 2016 году в результате бурения и испытания разведочной скважины на Южно-Лунской структуре Киринского перспективного участка был получен значительный приток природного газа и газового конденсата. В 2017 году рассмотрен и принят ГКЗ подсчет запасов нового Южно-Лунского месторождения, что является основанием для постановки запасов на государственный баланс и позволяет официально заявлять об открытии месторождения. Запасы месторождения подсчитаны по категории С1 и составляют 48,9 млрд куб. м газа и 7,7 млн т конденсата.

Газовые магистрали

Расскажите о реализации проекта „Ухта — Торжок — 2“.

В целях обеспечения подачи газа потребителям России и в газопровод „Северный поток — 2“ ПАО „Газпром“ развивает газотранспортные мощности от Ямала до побережья Балтийского моря.

Реализация инвестиционного проекта „Система магистральных газопроводов Ухта — Торжок. II нитка (Ямал)“ начата в 2012 году. Вплоть до 2015 года выполнялись работы подготовительного периода по оформлению разрешительной документации. К выполнению строительно-монтажных работ приступили в 2015 году.

Проектом предусмотрено строительство и ввод в эксплуатацию второй нитки газопровода общей протяженностью 970 км и семи компрессорных станций общей мощностью 625 МВт. В 2017 году введено в эксплуатацию 571,4 км газопровода. В текущем году продолжаются работы по строительству газопровода и компрессорных станций.

Работы по строительству линейной части магистрального газопровода ведутся в соответствии с графиком и будут завершены к концу года. На 1 марта 2018 года сварено 917 км газопровода, полным комплексом работ по укладке выполнено 830,4 км газопровода, что составляет около 85% его протяженности.

В 2018 году планируется завершение строительства и ввод в эксплуатацию оставшихся 406,8 км линейной части магистрального газопровода. В 2019 году запланировано ввести в эксплуатацию две компрессорные станции мощностью 200 МВт (КС „Новоприводинская“ и КС „Новоюбилейная“). А в 2020 году — пять КС общей мощностью 425 МВт („Сосногорская“, „Новосиндорская“, „Новомикуньская“, „Новоурдомская“, „Новонюксеницкая“).

Расскажите о строительстве газопровода „Сила Сибири“. В какие сроки он выйдет на проектную производительность?

В июле 2017 года „Газпром“ и КННК подписали дополнительное соглашение к контракту, предусматривающее начало подачи природного газа в газотранспортную систему КНР с 20 декабря 2019 года. Газопровод „Сила Сибири“ станет основной магистралью Якутского и Иркутского центров газодобычи для транспортировки газа российским потребителям и в КНР. Общая протяженность линейной части магистрального газопровода на полное развитие составляет около 4,5 тыс. км с девятью компрессорными станциями мощностью более 1200 МВт.

На первом этапе к концу 2019 года будет построен участок магистрального газопровода от Чаяндинского НГКМ до границы с КНР протяженностью 2156,1 км и компрессорная станция Зейская мощностью 128 МВт. Строительство семи компрессорных станций мощностью 481 МВт продолжится до 2022 года. На втором этапе Якутский центр газодобычи будет соединен с Иркутским центром газодобычи (803,5 км, 1 КС мощностью 48 МВт). На третьем этапе будут расширены газотранспортные мощности на участке от Чаяндинского НГКМ до Благовещенска (1491,45 км, 577 МВт).

На 1 марта 2018 года сварено 1859,6 км газопровода, уложено в траншею и засыпано более 1580,1 км, что составляет около 73% протяженности газопровода на участке от Чаяндинского месторождения до границы с КНР. До конца нынешнего года планируется в полном объеме завершить строительство газопровода на данном участке. На 2019 год запланировано только устранение технологических разрывов после проведения испытаний.

В конце 2017 года началось строительство компрессорной станции Зейская, являющейся одним из уникальных объектов сооружаемой газотранспортной системы. Ее ввод в 2019 году позволит обеспечить заданные параметры товарного газа при первых поставках в Китай, а в дальнейшем поддерживать технологический процесс по переработке газа на Амурском ГПЗ.

Каковы планы освоения Чаяндинского и Ковыктинского месторождений?

Уникальность этих месторождений определяется не только огромными запасами газа, нефти и конденсата, но и многокомпонентным составом газа, содержащим ценные фракции для газоперерабатывающих производств, включая большие запасы гелия.

Извлекаемые запасы Чаяндинского месторождения по сумме промышленных категорий по состоянию на начало года составляют 1,2 трлн куб. м газа, 17,6 млн т конденсата, 43,9 млн т нефти и 7,4 млрд куб. м гелия.

Начало добычи газа на Чаяндинском месторождении запланировано на конец 2019 года. Выход месторождения на проектную мощность предусмотрен на четвертый год разработки. Максимальный уровень годовой добычи свободного газа составит 25 млрд куб. м (стабильного конденсата — 404 тыс. т в год, нефти — 3,27 млн т в год) с фондом добывающих газовых скважин 335 единиц и периодом постоянной добычи 20 лет.

В настоящее время закончены бурением 97 газовых скважин и 11 скважин на нефтяной оторочке. Закончены строительством (освоением) 23 газовые скважины и 11 скважин на нефтяной оторочке. В 2018 году планируется закончить бурением 39 газовых скважин и закончить строительством 55 газовых скважин.

Текущие извлекаемые запасы Ковыктинского месторождения с учетом незначительной части нераспределенного фонда по сумме промышленных категорий по состоянию на начало года составляют 2,72 трлн куб. м газа, 91,1 млн т конденсата и 7,7 млрд куб. м гелия.

Ввод в промышленную эксплуатацию Ковыктинского ГКМ с подачей газа в магистральный трубопровод предполагается с конца 2022 года. Выход месторождения на проектную мощность предусмотрен на третий год разработки. Проектная мощность — 25 млрд куб. м газа и 1,4 млн т конденсата в год при добывающем фонде скважин за весь период разработки 514 единиц. В настоящее время на Ковыктинском ГКМ идет период опытно-промышленной разработки (ОПР). В рамках ОПР проводятся исследования добычных возможностей имеющегося фонда эксплуатационных скважин.

С 2013 года на Ковыктинском ГКМ проводятся испытания опытно-промышленной мембранной установки по выделению гелия из природного газа высокого давления. Результаты испытаний этой технологии стали основой для проектирования промышленных мембранных установок выделения гелия из природного газа Чаяндинского месторождения.

Зарубежные проекты

Сколько газа „Газпром“ добыл во Вьетнаме в 2017 году? Каковы планы на 2018 и последующие годы?

Добыча природного газа и газового конденсата во Вьетнаме ведется на месторождениях Мок Тинь и Хай Тхать в пределах блоков № 05–2, № 05–3 в южной части вьетнамского шельфа. Проект по освоению этих месторождений реализуется в рамках соглашений о разделе продукции (СРП), к которым Группа „Газпром“ в лице „Газпром ЭП Интернэшнл“ 49% долей присоединилась в июле 2013 года на основании подписанного годом ранее соглашения с КНГ „Петровьетнам“ об уступке долей участия в этих СРП. Оставшиеся 51% принадлежат КНГ „Петровьетнам“.

В 2016 году добыча газа по проекту вышла на проектную „полку“ и составляет 2 млрд куб. м ежегодно. Соответственно, в 2017 году добыча природного газа составила 2 млрд куб. м, а конденсата — 465,9 тыс. т. По состоянию на начало 2018 года накопленная добыча составила 8 млрд куб. м газа и 1,903 млн т конденсата. Доля поставленного газа в общем объеме добытого во Вьетнаме в 2017 году природного газа составила 20,8%.

На ближайшие годы добыча газа по проекту предполагается на уровне 2 млрд куб. м в год, добыча конденсата в текущем году планируется в объеме 359,4 тыс. т (из них доля Группы „Газпром“ составит 815 млн куб. м газа и 88,4 тыс. т конденсата). Газ поставляется потребителям на юге Вьетнама по газопроводу „Намконшон-1“ (Nam Con Son-1), а конденсат транспортируется на плавучее нефтехранилище.

Каковы планы в отношении Узбекистана?

Сотрудничество между ПАО „Газпром“ и АО „Узбекнефтегаз“ последовательно развивается с 2003 года. С 2004 года Группой „Газпром“ совместно с АО „Узбекнефтегаз“ успешно реализуется проект по доразработке месторождения Шахпахты на условиях СРП. Действие СРП заканчивается в 2019 году, и стороны пришли к обоюдному решению, что в соответствии с условиями СРП и законодательством Республики Узбекистан срок его действия должен быть продлен на пять лет, до 2024 года.

Кроме того, в ходе проведенных ГРР 22 июня 2009 года на Шахпахтинском блоке открыто газоконденсатное месторождение Джел. Утвержденные запасы месторождения составляют 6,4 млрд куб. м свободного газа и 76 тыс. т извлекаемого конденсата. Месторождение Джел расположено в пределах Шахпахтинского инвестиционного блока на плато Устюрт, в 16 км от месторождения Шахпахты.

В ближайшей перспективе стоит задача по началу освоения месторождения Джел на условиях СРП, для чего стороны должны приложить максимум усилий по согласованию условий соглашения, приемлемых для всех участников. Предыдущий год ознаменован подписанием нескольких соглашений, в том числе о совместном проведении геологоразведочных работ и организации инжинирингово-инновационных работ. Компания „Газпром ЭП Интернэшнл“ проводит комплекс работ по предынвестиционному исследованию предложенных узбекской стороной блоков.

С целью расширения направлений сотрудничества и выявления новых перспектив в июне 2017 года на Петербургском международном экономическом форуме ПАО „Газпром“ и АО „Узбекнефтегаз“ подписали Соглашение о стратегическом сотрудничестве, которое станет основой долгосрочного развития взаимовыгодных отношений между ПАО „Газпром“ и АО „Узбекнефтегаз“ по широкому спектру направлений, включая изучение возможностей по совместной реализации проектов в секторе „разведка и добыча“, в области подземного хранения газа, реконструкции, модернизации и строительства трубопроводной системы Узбекистана, а также обучения и повышения квалификации, научно-технического сотрудничества и др.

Каковы перспективы работы в Алжире?

Прежде всего необходимо отметить, что в текущем году Группа „Газпром“ продолжит реализацию совместного проекта разведки и разработки месторождений углеводородов на контрактном участке „Эль-Ассель“ в Алжире, участниками которого являются АГНК „Сонатрак“ с долей 51% и „Газпром ЭП Интернэшнл“ с долей 49%.

После успешного завершения этапа геологоразведки, по итогам которого открыто и подготовлено к разработке четыре месторождения: два — нефтяные (Землэ Эр-Реккеб, ZER, и Северный Землэ Эр-Реккеб, ZERN) и два — газоконденсатные (Рурд-Сая, RSH, и Северный Рурд-Сая, RSHN), на повестке дня стоит вопрос принятия решения о переходе к их разработке.

В 2017 году усилия сторон были сосредоточены на анализе возможных путей оптимизации геолого-технических и технологических составляющих разработки.