ГЛАВНЫЕ НОВОСТИ
Рынок нефтепродуктов: запуск новых фьючерсных контрактов Майские тренды IT-технологии в нефтегазовой промышленности Регистрация правил доступа на торги и новые этапы road show фьючерса на Urals ИД «Недра» выступил спонсором выставки и конференции Offshore Technology Conference в США Oil & Gas Journal Russia признан «Лучшим брендом 2016 года» среди нефтегазовых изданий России ИД «Недра» – участник Frankfurt Book Fair 2016 Эксперты PwC оценили перспективы мирового рынка малотоннажного производства СПГ Регенерация бурового раствора при бурении скважин с оптимизированной конструкцией Мировое измерение российского нефтесервиса Временные трубопроводы Интервью с Андреем Бочковым, заместителем генерального директора по ГРР и развитию Перспективы проекта по организации мелкооптовой биржевой торговли нефтепродуктами в России Brent 57,87 +0,5200 (0,91%) USD 57,4706 -0,0412 (-0,07%) Micex Oil & Gas 5011 +0 (0,00%)

Статья в свободном доступе

Среда, 11.06.14
Хвалынское, Центральное. У России и Казахстана спорных месторождений на Каспии нет, но споры остаются

Иван Заблуднев
аналитик


До конца 2013 года Россия и Казахстан так и не смогли договориться по условиям окончательного соглашения о разделе продукции по Хвалынскому месторождению на шельфе Каспийского моря. Этот срок был обозначен в плане совместных действий России и Казахстана на 2013 –2015 годы, подписанном президентами двух стран в декабре 2012 года. Тогда Министерству энергетики РФ, «Каспийской нефтегазовой компании»,«ЛУКОЙЛу» – с российской стороны и Министерству нефти и газа Казахстана и «КазМунайГазу» – с казахстанской стороны было поручено обеспечить подписание СРП при пользовании недрами нефтегазоконденсатного месторождения Хвалынское между правительством РФ и инвестором — ООО «Каспийская нефтегазоваякомпания».
Совместное предприятие ООО «Каспийская нефтегазовая компания» было создано в 2005 году «ЛУКОЙЛом» и «КазМунайГазом». В октябре 2009 года «КазМунайГаз» продал за $1 млрд компаниям Total и GDF Suez 25 % из своей доли в проекте. В результате доли участников составляют: «ЛУКОЙЛ» — 50 %, «КазМунайГаз»— 25 %, Total — 18 % и GDF — 7 %.
Но до подписания соглашения дело так и не дошло. Минэнерго РФ подготовило и представило инвесторам проект СРП, который не устроил будущих недропользователей. Главной причиной недовольства источник в «КазМунайГазе» называет слабую экономику проекта. «Российское правительство в связи с монополией «Газпрома» предполагает в этом проекте только внутреннюю реализацию продукции. В итоге все варианты на всех фискальных режимах получаются нерентабельными. Поэтому с казахстанской стороны сейчас выдвигается вопрос о разрешении экспорта газа в рамках Хвалынского проекта», — отметил источник.
Справедливости ради стоит отметить, что при подготовке проекта СРП российское ведомство исходило из того, что было прописано в рамках межгосударственного плана совместных действий России и Казахстана на 2013 –2015 годы. Там, в частности, «Газпрому» и «КазМунайГазу» поручалось рассмотреть возможность подключения к существующим и проектируемым газопроводам, проходящим по территории Алтайского края РФ, для газификации Восточно-Казахстанской области Республики Казахстан. То есть уже в самом плане предписывалось направлять добываемый газ на внутренний рынок Казахстана, а об экспорте речь не велась.
Таким образом, подписание СРП по Хвалынскому в очередной раз сорвалось.
Стороны намеревались подписать соглашение по этому месторождению еще в 2009 году. К тому времени в России должна была быть создана межведомственная комиссия по подготовке СРП, однако этот процесс затянулся до мая 2011 года.
Возможность взаимовыгодного сотрудничества по разработке углеводородных ресурсов Хвалынского месторождения Москва и Астана обсуждают с 2002 года. Тогда Россия и Казахстан подписали протокол к соглашению от 1998 года о разделе Каспия. В нем определены координаты прохождения по дну северной части Каспийского моря разграничительной линии. Стороны договорились, что казахстанская юрисдикция распространяется на структуру Курмангазы, а российская — на структуры Хвалынское и Центральная. Но так как они расположены на пограничной территории, страны договорились разрабатывать их на паритетных началах.
К настоящему времени только на структуре Курмангазы сторонам удалось начать осуществление планов по паритетному сотрудничеству силами компаний «Роснефть» и «КазМунайГаз». Однако пока это партнерство не принесло ожидаемых результатов: первые пробуренные скважины оказались сухими. И хотя стороны решили продолжать поиск углеводородов на данной структуре, активность участников заметно снизилась (см. «Курмангазы: осталась только надежда»).
Возможно, неудачный старт с Курмангазы повлиял и на затягивание с развитием других совместных проектов на Каспии, в том числе и по Хвалынскому месторождению.

Месторождение Хвалынское и структура Центральное

Чего хотят инвесторы? 

Представление о том, какие условия инвесторы считают приемлемыми для разработки Хвалынского, дает ТЭО проекта, разработанное «ЛУКОЙЛом» и согласованное с казахстанским партнером. Так, лукойловский вариант предполагает заключить СРП на 40 лет с возможностью дальнейшего продления. Часть добытой продукции инвестор получает за компенсацию НДПИ в качестве возмещения затрат. Оставшаяся часть считаетсяприбыльной и делится между государством и разработчиком проекта. Доли, причитающиеся каждой из сторон, зависят от прибыльности проекта. Пока прибыльность составляет менее 16,5 %, инвестор получает 95 % продукции, когда она превысит 20,5 %, инвестору будет доставаться 35 % добычи.
Налоговый режим, по версии «ЛУКОЙЛа», должен предусматривать освобождение инвестора от уплаты всех видов налогов, кроме налога на прибыль, который составит 20 % на все время действия СРП.
Согласно лукойловскому ТЭО оператор проекта получает право на беспрепятственный экспорт своей доли углеводородов. Более того, государство даже обязуется оказать содействие инвестору при заключении договора с «Газпромом» об экспорте газа.
В лукойловском варианте СРП по Хвалынскому месторождению главный акцент сделан на добычу природного газа. Поэтому допускалось, что оператор проекта может отказаться от освоения нефтяных залежей участка, если решит, что оно экономически нецелесообразно.
Однако вряд ли «ЛУКОЙЛ» и партнеры получат возможность экспортировать газ с Хвалынского. В российско-казахстанском протоколе по этому месторождению оговорено, что его разработка будет вестись согласно российскому законодательству. А по российскому законодательству «Газпром» является монополистом в экспорте газа. Это значит, что разрешить экспорт газа с Хвалынского правительство может только в том случае, если сделает исключение из правил.
Однако менять законодательство ради этого проекта Москва не стала в прошлом году, скорее всего не станет и в этом, и в обозримом будущем. Чтобы не создавать прецедент для других зарубежных недропользователей, работающих в России. К тому же та часть добытого хвалынского газа, которая по СРП будет принадлежать «ЛУКОЙЛу», понадобится «Газпрому» либо для внутреннего использования, либо для экспортных целей. И «Газпрому», естественно, будет выгодней, если «ЛУКОЙЛ» продаст ему «голубое топливо» по внутренним российским ценам, а не по экспортным.
Расположение месторождений в северной части Каспия позволяет обеспечить транспортировку их природного – газа как в западном, так и в восточном направлении. «Газпром» уже сейчас реализует проект строительства газопровода «Южный поток», который предусматривает поставки от 30 до 60 млрд м3 в страны Европы с 2018 года.
Кроме того, «Газпром» более 10 лет ведет переговоры с КНР о строительстве двух газопроводов общей мощностью до 68 млрд м3 в год. К настоящему времени стороны наконец достигли договоренности по ценам на газ, что будет способствовать началу строительства хотя бы одного из запланированных трубопроводов в Поднебесную.
Соглашение о купле-продаже газа «Газпром» и CNPC подписали в мае в ходе визита Владимира Путина в КНР. Общая стоимость контракта составляет $400 млрд.

 

Газовые надежды Астаны

Но Астане дополнительный газ нужен еще больше. Объемы его добычи и рост внутреннего потребления не позволяют Казахстану наращивать газовый экспорт в желаемых масштабах. Так, по данным Министерства нефти и газа Казахстана, в 2013 году в республике добыто около 42 млрд м3 газа (рост на 4 % к 2012 году),из которых выработано 22,8 млрд м3 товарного газа. Остальное сырье — 19,2 млрд м3, фактически почти половина от добытого – было закачано обратно в нефтяные пласты. Из общего объема товарного газа 10,9 млрд м3 было использовано на внутреннем рынке, еще 3,3 млрд м3 потрачено на технологические нужды. В свою очередь, по данным министерства, экспорт газа составил 8,6 млрд м3.
Сейчас основной объем казахстанского экспорта газа приходится на Россию. Однако у Астаны есть планы начать экспортировать свой газ и в Китай. Казахстан несколько лет назад подписал соглашение с КНР о продаже 10 млрд м3, но пока не может найти в своем газовом балансе необходимые объемы для осуществления этих целей.
Более того, специалисты в Казахстане подсчитали, что уже через 10 лет, к 2024 году, в республике может наступить газовый дефицит, т. е. его производство упадет настолько, что сырья не хватит даже для обеспечения внутреннего спроса, не говоря уже об экспорте.
Поэтому сегодня власти и отраслевые эксперты Казахстана ищут возможности увеличения добычи и производства товарного газа. В этом плане большие надежды Астана возлагает не только на Хвалынское месторождение. Другая возможность — задействовать и структуру Центральная, которая тоже находится в Каспийском море и по договоренности России и Казахстана должна разрабатываться на паритетных началах (см. «Центральная» проблема»).
При условии если на Хвалынском месторождении и структуре Центральная будут обнаружены прогнозируемые ныне запасы и если Астане удалось бы договориться с Москвой о возможности самостоятельного экспорта своей доли газа, у казахстанской стороны было бы несколько вариантов распорядиться своими объемами. Эти варианты предусматривают налаживание поставок как в направлении России, так и в обратном, в сторону Казахстана. И оба варианта могут оказаться рентабельными.
Рассмотрим возможность поставок в Россию. Казахстан мог бы договориться, чтобы его доля, причитающаяся по соглашению о разделе продукции по Хвалынскому и, возможно, с Центральной, засчитывалась бы какэкспортные поставки «Газпрому». На аналогичные объемы Казахстан мог бы уменьшить экспортные поставки в РФ с Карачаганакского месторождения, с которого сейчас поставляется газ в Россию. В свою очередь, высвободившиеся объемы карачаганакского газа Астана могла бы направлять в трубопровод в Китай. Или наобеспечение своих внутренних потребностей в газе.
Другой вариант — провести трубопровод от Хвалынского месторождения и, возможно, с Центральной до казахстанского берега Каспия. В западной части Казахстана берет начало ветка газопровода Бейнеу–Бозой– Чимкент, который соединен с трубопроводом Туркменистан –Узбекистан –Казахстан –Китай. По этой ветке мощностью 10 млрд м3 Казахстан планирует направлять часть газа для обеспечения топливом южных областей страны, а при возможности — наладить экспортные поставки излишков газа в Поднебесную.
Однако «Газпрому» невыгодно предоставлять такие возможности Астане. Российский монополист вряд ли станет улучшать экспортные позиции Казахстана в ущерб своим намерениям наладить газовые поставки в Китай.

Минэнерго предлагает общий режим

В конце апреля Министерство энергетики РФ направило в правительство текст проекта с новыми поправками в протокол к соглашению между РФ и Казахстаном о разграничении дна северной части Каспийского моря, касающимися структуры Центральная.
В частности, поправки предусматривают предоставление совместному предприятию права пользования недрами на участке, где расположено месторождение Центральное, для геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых без проведения аукциона. Право пользования будет предоставлено на срок 25лет с этапом геологического изучения недр на срок 7 лет с применением общего режима налогообложения.
Причем только после завершения этапа геологического изучения предприятию будет предоставлено право продолжить пользование недрами на участке с применением общего режима налогообложения, либо заключить с правительством РФ соглашение о разделе продукции. То есть окончательные условия разработки этого месторождения будут определяться сторонами только после того, как завершится разведочный период. И если недропользователи захотят заключить СРП, на его подготовку уйдет, по мнению экспертов, около двух лет. В этом случае получится, что практическая разработка структуры Центральная начнется по меньшей мере лет через девять.
Что касается Хвалынского, то в настоящее время казахстанская сторона готовит для российской свои предложения по улучшению экономики проекта. Когда они будут переданы на рассмотрение Москве, пока не известно. Как и то, сколько времени понадобится российской стороне на ответные предложения. И не исключено, что и в этом году СРП по Хвалынскому стороны тоже не подпишут. Таким образом, российско-казахстанское сотрудничество по освоению каспийских месторождений продолжает пробуксовывать.


ЧИТАТЬ

Основные индексы:
Brent 57,87 0,5200 (0,91%)
Dow Jones 23 273,96 -54,67 (-0,23%)
Курсы валют:
USD 57,4706 -0,0412 (-0,07%)
EUR 67,5567 -0,3360 (-0,49%)
CNY 86,5717 -0,3120 (-0,36%)
JPY 50,4925 -0,2055 (-0,41%)
Акции нефтегазовых компаний:
Micex Oil & Gas 5011 0 (0,00%)
Rosneft 316,95 -4,8500 (-1,51%)
Lukoil 2997 3,0000 (0,10%)
Gazprom 126,64 -0,0600 (-0,05%)
Gazprom Neft 231,15 -3,5500 (-1,51%)
Surgutneftegaz 29,4 -0,1200 (-0,41%)
Tatneft 418,25 -6,6000 (-1,55%)
Bashneft 2122 -3,0000 (-0,14%)
Источник – Финмаркет
Tools
Длина, расстояние
000,00
Площадь
000,00
Объем
000,00
Вес
000,00
Скорость
000,00
Температура
000,00
Плотность
000,00
Давление
000,00
Сила
000,00
Объемная
скорость
000,00
Объем/Вес нефти
000,00
Плотность нефти
000,00
Объем/вес/энергия
природного газа
000,00
Объемный расход
газа
000,00
Rad
Gra
x!
(
)
С
AC
Inv
sin
ln
7
8
9
/
Pi
cos
log
4
5
6
*
e
tan
sqrt
1
2
3
-
Ans
exp
x^y
0
.
=
+

"Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь-справочник", Булатов А.И., Просёлков Ю.М., М.: Недра, 2007

Примеры терминов:

  • Подводная система заканчивания скважин

    (subsea completion system) оборудование контроля притока углеводородов из скважины, установленное на морском дне или ниже его.

    (subsea completion system) оборудование контроля притока углеводородов из скважины, установленное на морском дне или ниже его.
  • Платформа с избыточной плавучестью

    (compliant platform) стальная платформа, прикреплённая к морскому дну якорями, верхняя часть которой способна двигаться или «согласовываться» с силой волн.

    (compliant platform) стальная платформа, прикреплённая к морскому дну якорями, верхняя часть которой способна двигаться или «согласовываться» с силой волн.
  • Контракция цементного раствора-камня

    (cement contraction) стяжение объема твердеющего цементного раствора-камня, т.е. уменьшение внутреннего (внутризернового) его объёма, выражающегося в возникновении вакуума на поверхности твердеющего цементного раствора-камня.

    (cement contraction) стяжение объема твердеющего цементного раствора-камня, т.е. уменьшение внутреннего (внутризернового) его объёма, выражающегося в возникновении вакуума на поверхности твердеющего цементного раствора-камня.

  • Дифференциальный профиль притока

    (differential profile of output) диаграмма, показывающая величины притока жидкости в скважину на каждую единицу толщины пласта (эксплуатационного объекта). Синоним: дифференциальный профиль дебита.

    (differential profile of output) диаграмма, показывающая величины притока жидкости в скважину на каждую единицу толщины пласта (эксплуатационного объекта). Синоним: дифференциальный профиль дебита.

  • Вызов притока из пласта

    (formation inflow) комплекс мероприятий, обеспечивающих поступление в скважину нефти, газа, воды. Осуществляется путем снижения забойного давления, замены бурового раствора нефтью, её аэрирования, снижения уровня столба жидкости.

    (formation inflow) комплекс мероприятий, обеспечивающих поступление в скважину нефти, газа, воды. Осуществляется путем снижения забойного давления, замены бурового раствора нефтью, её аэрирования, снижения уровня столба жидкости.
  • Температура вспышки

    (fire point) температура, при которой происходит вспышка паров нагнетаемого в стандартных условиях нефтепродукта при соприкосновении с пламенем или электрической искрой. Для определения Т.в. применяют приборы закрытого типа Абель-Пенского и Мартене-Пенского и открытого типа – прибор Бренкена.

    (fire point) температура, при которой происходит вспышка паров нагнетаемого в стандартных условиях нефтепродукта при соприкосновении с пламенем или электрической искрой. Для определения Т.в. применяют приборы закрытого типа Абель-Пенского и Мартене-Пенского и открытого типа – прибор Бренкена.
  • Коэффициент кавернозности

     (cavernosity ratio) отношение суммарного объема каверн к соответствующему видимому объему горной породы; различают коэффициенты полной и открытой кавернозности.

     (cavernosity ratio) отношение суммарного объема каверн к соответствующему видимому объему горной породы; различают коэффициенты полной и открытой кавернозности.
  • Устьевая камера

    (atmospheric wellhead chamber) герметичная камера с атмосферным давлением внутри, устанавливаемая на подводном устье для обслуживания и ремонта устьевого оборудования.

    (atmospheric wellhead chamber) герметичная камера с атмосферным давлением внутри, устанавливаемая на подводном устье для обслуживания и ремонта устьевого оборудования.
Совместно с "Мультитран"
Яндекс.Метрика