Архив меток: СРП

Доклад Сечина на саммите глав энергетических компаний в рамках ПМЭФ

http://rosneft.ru/news/today/190620152.html
Доклад Председателя Правления ОАО «НК «Роснефть» И.И. Сечина на Саммите глав энергетических компаний http://rosneft.ru/attach/0/11/99/spef1.pdf

Презентация к докладу Председателя Правления ОАО «НК «Роснефть» И.И. Сечина на Саммите глав энергетических компаний http://rosneft.ru/attach/0/11/99/spef2.pdf


Читать далее

Реклама

kavkazoved.info: Месторождение нефти Азери-Чираг-Гюнешли и «грубые ошибки» British Petroleum

От редакции: 20 сентября текущего года в Баку состоялась торжественная церемония, посвященная 20-летию «Контракта века» и закладке «Южного газового коридора». Характеристики последнего проекта ранее рассмотрены в статье кандидата геолого-минералогических наук А.М. Тюрина «Шах-Дениз – мегапроект Каспийского региона». По заказу «Научного общества Кавказоведов» этим специалистом выполнен анализ состояния и перспективы развития «Контракта века».

Введение

В журнале «Недра Поволжья и Прикаспия» (№ 78, 2014 г.) рассмотрены состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз – добыча газа и конденсата на одноименном месторождении в азербайджанской акватории Каспия. Его анализ выполнен по заказу информационно-аналитического проекта «Однако». Второй мегапрект Азербайджана – добыча нефти на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли. Основная проблема здесь – падение дебитов нефти в добывающих скважинах. Для поддержания давления в разрабатываемых пластах в них закачивают попутный нефтяной газ и воду. Но в статье для «Однако» не удалось оценить перспективы развития мегапроекта.

Главная трудность выполнения анализа состояний мегапроектов Каспийского региона – отсутствие информации. «Засекречено» все – от данных по геолого-промысловым характеристикам продуктивных пластов до схем расположения эксплуатационных скважин на добывающих платформах. Эта информация имеет геополитическое значение. Тем не менее, в ходе составления настоящей статьи удалось собрать данные, минимально необходимые для оценки перспектив развития мегапроекта Азери-Чираг-Гюнешли.

Общие сведения

В 1981–1987 гг. в акватории Каспия к востоку от Апшеронского полуострова открыты три месторождения нефти – Азери, Чираг и Гюнешли (Рис. 1). В 1994 г. подписано соглашение (на основе СРП – соглашения о разделе продукции) по их разработке (проект «АЧГ») между консорциумом (Азербайджанская Международная Операционная Компания – АМОК) и Азербайджаном. Консорциум (по состоянию на 01.01.2014 г.): английская BP (оператор, 35,8%), американская Chevron (11,3%), японская Inpex (11,0%), японская Itochu (4,3%), американская ExxonMobil (8,0%), индийская ONGC Videsh Ltd (2,7%), Государственная нефтяная компания Азербайджана ГНКАР (11,6%), норвежская Statoil (8,6%) и турецкая TPAO (6,8%). Соглашение получило неофициальное название «Контракт века». Оно будет действовать до 2024 г.

Добыча нефти по проекту «АЧГ» начата в 1997 г. с платформы Чираг. Её поставки на мировой рынок осуществляются по нефтепроводам Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. На сегодня промысловая инфраструктура включает 6 морских платформ (перечислены с востока на запад): Восточное Азери, Центральное Азери, Западное Азери, Чираг, Западный Чираг и Глубоководное Гюнешли. Нефть с пяти платформ добывается на условиях СРП 1994 г. Нефть с платформы Западный Чираг (добыча начата 30 января 2014 г.) – по проекту Chirag Oil Project («COP»), который АМОК реализует в пределах лицензионного блока «АЧГ», но на других условиях, чем СРП 1994 г. Нефть и газ с морских платформ поступает на Сангачальский терминал. Площадь блока «АЧГ» 432 кв. км. Он не включает самую западную часть месторождения Гюнешли (Мелководное Гюшншли). На нем добычу нефти ведет ГНКАР.

Рис. 1 — Месторождения нефти, газа и конденсата азербайджаного сегмента Каспия (месторождения в прибрежной полосе не показаны). Месторождения (Н — нефть, Г — газ, К — конденсат): 1 — Ашрафи (Н); 2 — Карабах (Н); 3 — Азери-Чираг-Гюшешли (Н); 4 — Абшерон (Г+К); 5 — Шах-Дениз (Г+К); 6 — Умид (Г+К); 7 — Зафар-Машал (Н).
Нефтепроводы: 1 — Баку-Новороссийск; 2 — Баку-Супса; 3 — Баку-Тбилиси-Джейхан.
Газопровод: 4 — Баку-Тбилиси-Эрзурум.

Азери-Чираг-Гюнешли – это одно месторождение нефти, которое приурочено к антиклинальной структуре, сформированной на Апшеронском пороге. Последний ограничивает Южно-Каспийскую впадину с севера. Высота структуры до 1500 м. Основным нефтеносным комплексом во впадине и на Апшеронском пороге является «продуктивная» толща плиоцена (чередование песчаных коллекторов и глинистых покрышек) мощностью от 1,2 до 4,0 км. В пределах запанного борта впадины имеется зональность по глубине типов месторождений углеводородов: зоны преимущественного нефтенакопления на глубинах до 2500 м, нефтегазонакопления – 2500-4500 м, преимущественного газонакопления – 4500-7000 м и исключительного газонакопления – свыше 7000 м.

Месторождение Азери-Чираг-Гюнешли расположено в 90 км к востоку от Апшеронского полуострова. Глубина моря в его пределах – 110-220 м. Нефтеносные горизонты залегают на глубинах от 2500 м до 3000 м ниже дна моря. Размеры месторождения – 5х48 км. Горизонты, залегающие ниже нефтяной залежи, газоносные. Извлекаемы запасы оценены в 930 млн. т нефти и 0,6 трлн. куб. м свободного газа. До заключения СРП запасы составляли 500 млн. т нефти. По данным ВР запасы нефти блока «АЧГ» превышают 540-700 млн. т (для нефти «АЧГ» 7,4 барр. = 1 т).

Нефть и деньги

01.01.2014 г по проекту «АЧГ» добыто 325,7 млн. т нефти (по другим данным – 322,4 млн. т). На 01.10.2013 объем прибыльной нефти Азербайджана составил 165 млн. т. (всего добыто на эту дату 318 млн. т). Добыча нефти по проекту «АЧГ» увеличивалась быстрыми темпами (Рис. 2). Ее объем в период с 2004 г. (7,6 млн. т) до 2007 г. (32,9 млн. т) возрос в 4,3 раза. Но …. 10 октября 2012 года президент Азербайджана Ильхам Алиев выступил на заседании Кабинета Министров. Его речь в части добычи нефти по проекту «АЧГ» была не по-восточному жёсткой и конкретной. По отношению к АМОК пять раз прозвучало слово «ошибки» в том числе три раза в сочетании «грубые ошибки». В результате «ошибок» не выполнены планы добычи нефти: 2009 г. – 46,8/40,3 млн. т (план/факт); 2010 г. – 42,1/40,6 млн. т; 2011 г. – 40,2/36,0 млн. т. Не выполняется и план 2012 г. Недополученная прибыль Азербайджана составила $8,1 млрд. Президент также сообщил об изменении с середины 2008 г. распределения прибыльной нефти в пользу Азербайджана (70% – Азербайджану, 30% – АМОК) и отметил, что отклонение реальных показателей от плановых началось сразу после этого события.

Рис. 2. Структура добычи нефти по проекту “АЧГ” в 2001-2013 г.г.
Красными кружками обозначены пики добычи нефти на морских платформах.

Действительно ли АМОК допустила «грубые ошибки» в планировании добычи нефти по проекту «АЧГ»? Максимальная ее добыча планировалась в 2009 г. Достигнута в 2009-2010 гг. и составила 40,3-40,6 млн. т (86,8% от планируемой). Начало резкого спада добычи нефти планировалось с 2010 г. – на 10,0% относительно 2009 г. Но спад начался в 2011 г. – на 11,3% относительно 2010 г. В целом это удовлетворительное совпадение плановых и фактических показателей для проектов разработки крупных месторождений нефти и газа. Ильхам Алиев привел в своей речи и экономические показатели проекта «АЧГ». В освоение и разработку блока консорциум вложил $28,7 млрд., а его доход составил $73,0 млрд. И это на 12-й год с начала добычи нефти! Здесь мы видим не «грубые ошибки», а высочайший уровень профессионализма специалистов АМОК (ВР). Доходы Азербайджана от СРП «АЧГ» тоже велики. На 01.07.2014 г. в его Государственный нефтяной фонд поступило $102,8 млрд.

К концу 2012 г. между Азербайджаном и АМОК были достигнуты соглашения относительно мероприятий по стабилизации добычи нефти на блоке «АЧГ». Они включали бурение новых эксплуатационных скважин в проекте «АЧГ» и строительство платформы Западный Чираг. По проекту «АЧГ» в период 2007–2013 гг. добыто 75–80% всей нефти Азербайджана. А 65% от общего объема добычи нефти ГНКАР приходится на Мелководную Гюнешли. Всего мегапроект Азери-Чираг-Гюнешли дает 91-93% нефти Азербайджане и речь идет о стабилизации ее добычи в республике.

Как уже сказано, строительство платформы Западный Чираг выполнено в рамках проекта «COP». Вложения в него составили $6 млрд. ($4 млрд. – на строительство платформы и $2 млрд. – на бурение эксплуатационных скважин). В 2014 г. будут добурены до продуктивных отложений и введены в эксплуатацию 6 скважин, остальные 8 – в 2015-2016 гг. В 2014 г. планируется добыть 3 млн. т. нефти. Добыча на «планке» составит 8,2 млн. т. На 01.07.2014 г. на платформе работало 4 добывающие скважины. Их суммарный дебит – 50 тыс. барр./сут. В пересчете на год это даёт 2,5 млн. т нефти. Состояние развития этого проекта можно будет оценить только в начале 2015 г. В целом на начало сентября текущего года по проектам «АЧГ» и «COP» добыто 345 млн. т. нефти.

Капитальные затраты АМОК в проект «АЧГ» в 2013 г. составили $2,5 млрд. Такие же затраты были и в 2012 г. В 2014 г. капитальные затраты планируются в объеме $2,07 млрд. Скорее всего, капитальные затраты 2012–2013 гг. сделаны в рамках мероприятий по поддержанию добычи нефти (бурение новых скважин). Итого, вложения в стабилизацию добычи нефти на блоке «АЧГ» за два года составили $11,0 млрд. При этом увеличение добычи нефти в 2014 г. и последующий период не предполагается. Борьба идёт за замедление её спада. В 2013 г. эта цель достигнута. Добыто 32,2 млн. т, что всего на 2,2% меньше, чем в 2012 г.

Можно оценить и прибыль АМОК в 2012-2013 гг. Операционные расходы в 2012 г. в проекте «АЧГ» составили $725 млн. Примерно эта же сумма была и в 2013 г. Азербайджанская нефть Azeri Light, транспортируемая по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан, продается под маркой BTC FOB Ceyhan. В 2013 г. ее среднемесячная цена составила $110,8 за 1 барр. Плата за транспортировку по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан – $6 за 1 барр. Плата за транспортировку по трубопроводу Баку-Супса меньше. Операционные расходы по продаже нефти – примерно $1 за 1 барр. Итого, цена нефти с учетом отмеченных издержек равна примерно $104 за 1 барр. ($770 за 1 т). Для покрытия годовых операционных расходов АМОК нужно продать примерно 1 млн. т нефти. Остальная добытая нефть является прибыльной. Доля АМОК составляет 30%. В 2012 г добыто 32,9 млн. т. Прибыльная нефть АМОК – 9,6 млн. т. Ее цена – $7,7 млрд. В 2013 г. – 9,4 млн. т. и $7,2 млрд. соответственно. За два года прибыль АМОК составила 14,6, а капитальные затраты – $11 млрд. Итого, чистая прибыль – $3,6 млрд. И ее в ближайшие годы можно увеличить. Это очень просто. Не нужно строить новые нефтедобывающие платформы.

Динамика добычи нефти

Состояние разработки залежей нефти блока «АЧГ» представлено на рисунке 2. Цифры добычи нефти с морских платформ в период 2001–2013 гг. взяты из ежегодных отчетов ВР, оператора проекта «АЧГ». Добыча нефти в Азербайджане – с сайта ВР. Последние данные ВР немного отличаются от официальной статистики Азербайджана. Но цифра добычи нефти в Азербайджане в 2013 г. из последнего отчета BP «Statistical Review of World Energy 2014» какая-то странная – 46,2 млн т. В соответствии с ней рост добычи относительно 2012 г. составил 1,2%. Такого не может быть. Структура добычи нефти и конденсата в Азербайджане считается «на пальцах». По данным Азербайджана в 2013 г. добыто 43,5 млн т, что незначительно больше, чем в 2012 г. Последняя цифра приведена на графике, показанном на рисунке 2. В конце 2013 г. заместитель министра экономики и промышленности Севиндж Гасанова сообщила, что средняя планируемая добыча нефти в Азербайджане в период 2014–2017 гг. составляет 40,5 млн. т.

Как будет складываться динамика добычи нефти на блоке «АЧГ»? Для ответа на этот вопрос нужно выполнить несложный анализ выборки данных (Табл. 1 и 2), которая сформирована по разрозненным сообщениям на официальных новостных сайтах (главным образом, 1news.az, http://www.1news.az/economy/oil_n_gas/). Эти данные выверены по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана и отчетам ВР.

На «АЧГ» имеется три вида эксплуатационных скважин: добывающие, газо- и водонагнетательные. (часть газа, растворенного в нефти, после сепарации закачивается в продуктивные пласты). Вся совокупность скважин обеспечивает определенный объем добычи нефти за определенный календарный период. Исход из этого, мы имеем три ключевых параметра: общая добыча нефти с платформы в год и в квартал, дебиты добывающих скважин и добыча нефти в сутки на одну эксплуатационную скважину. Все в размерности «тыс. баррель в сутки – тыс. барр./сут.». По их динамике в последние годы можно составить представление и о состоянии добычи нефти на «АЧГ», и о будущих ее перспективах.

Темп снижения средней добычи всех эксплуатационных скважин проекта «АЧГ» в период 2010-2013 гг. составил 11% в год (32% за три года и 11 % в 2013 г.) (Табл. 1). Стабилизация добычи нефти в 2013 г. достигнута за счет увеличения числа эксплуатационных скважин на 25,5% (с 94 в начале года до 118 в его конце). Положительная динамика отмечается только на платформе Глубоководная Гюнешли, где добыча на одну эксплуатационную скважину в 2013 г. возросла на 14% по сравнению с 2013 г. Это достигнуто за счет ввода в эксплуатацию 5 новых добывающих скважин. Скорее всего, число их больше, поскольку на платформе увеличилось и число водонагнетательных скважин (с 10 до 14). Можно предположить, что несколько малодебитных добывающих скважин переведены в нагнетательные.

— —
Таблица 1.
Проект «АЧГ». Динамика добычи нефти и числа эксплуатационных скважин в 2009-2013 г.г.

Число скважин приведено на начало года (для 2012 г – на 01.04): Д – добывающие; В – водонагнетательные; Г – газонагнетательные.

В графе «добыча» приведено среднее число эксплуатационных скважин в год (для 2013 г. – средневзвешенное по кварталам).

Размерности: т.б/с — тыс. баррель в сутки; т.б/с/с — тыс. баррель в сутки на одну эксплуатационную скважину: м.т – млн. тонн в год.
— —

Более показательна динамика добычи по проекту «АЧГ» по кварталам 2013 и первой половины 2014 гг. (Табл. 2) На платформе Чираг число добывающих скважин в I кв. 2013 г. составляло 10, а в II кв. 2014 г. – 13. Однако, общая добыча с нее уменьшилась на 7,1% (с 70 до 65 тыс. барр./сут.). Это произошло за счет снижения дебитов добывающих скважин. За год они уменьшились на 26,8% (I/I кв.) – 27,2% (II/II кв.). Примерно эти же цифры получаются и для всех эксплуатационных скважин. Снижение средней добычи составило 28,0% (I кв 2013 г. – II кв. 2014 г.). В 2013 г. общая добыча на платформе упала на 6,4% относительно 2012 г. Здесь мы имеем явное возрастание скорость падения добычи при самом низком для «АЧГ» ее уровне на одну эксплуатационную скважину – 3,6 тыс. барр./сут. (II кв.2014 г.). В целом динамика добычи нефти с платформы Чираг соответствует «среднемировым» показателям. Начало добычи нефти – 1997 г. Достижения ее пика (7,6 млн. т) в 2004 г. Плавный спад до 2013 г. и начало резкого спада в 2014 г. Возможно, в 2014 г. удастся удержать добычу нефти с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется вводом в эксплуатацию 5 новых скважин компенсировать снижение их среднего дебита.

— —
Таблица 2.

Проект «АЧГ». Динамика числа эксплуатационных скважин и добычи нефти в 2013 г.

Примечания. В графе «Дебиты I / IVкв.» приведена динамика среднего дебита всех эксплуатационных скважин (динамика среднего дебита добывающих скважин) и [динамика среднего дебита добывающих скважин в пересчете на год]. В графе «Добыча I/IVкв.» приведена динамика добычи I/IVкв., (динамика добычи в пересчете на год) (*)
— —

Уровень добычи на одну эксплуатационную скважину на платформе Центральное Азери высокий – 6,8 тыс. барр./сут. (II кв. 2014 г.). В I кв. 2013 г. на ней было 14-15 добывающих скважин, Во II кв. 2014 г. – 17-18. На одну скважину увеличилось число нагнетательных скважин. Ввод новых добывающих скважин позволил удержать их средние дебиты от резкого падения (у новых добывающих скважин высокие дебиты нефти, которые плавно сжижаются в период ее эксплуатации). Оно составило 2,8% (I/I кв.) – 8,1% (II/II кв.). Добыча нефти на платформе возросла на 13,8 (I/I кв.) – 8,1% (II/II кв.). При этом, добыча нефти в 2013 г. уменьшилась на 4,2% относительно 2012 г. То есть, в 2013 и первой половине 2014 г. удалось изменить динамику уровня добычи с отрицательной на положительную. Но удержать ее не удалось. Средняя суточная добыча с платформы в II кв. 2014 г. показала небольшое снижение относительно I кв. Представляется, что в ближайшие годы удастся удерживать уровень добычи с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется ежегодно увеличивать число эксплуатационных скважин на 4.

В 2013 г. падение добычи нефти на платформе Западное Азери по отношению к 2012 г. составило 1,2%. Однако падение, рассчитанное по квартальной добыче, составило 13,2% (I/I кв.) – 16,1% (II/II кв.). Здесь мы имеем дело с ускорением ее падения.

Падение добычи нефти с платформы Восточное Азери в 2013 г. – 29,2% (I/I кв.) – 29,5% (II/II кв.), произошло при примерно стабильном числе эксплуатационных скважин. Падение обусловлено снижением дебитов добывающих скважин на 32,2% (I/I кв.) – 29,4% (II/II кв.). Добыча нефти на одну эксплуатационную скважину платформы является относительно низкой – 4,8 тыс. барр./сут. (II кв. 2014 г.). Число эксплуатационных скважин на ней в течение года менялось. Можно смело предполагать, что на платформе Восточное Азери началось резкое неконтролируемое падение добычи, остановить которое уже не удастся. Добыча нефти с платформы начата в 2007 г. То есть, резкое падение добычи произошло на 7-й год разработки участка месторождения.

Добыча нефти на Глубоководном Гюнешли начата в 2008 г. Ее пик (6,7 млн. т) достигнут в 2010 г. В этом году число эксплуатационных скважин возросло с 20 до 23. В 2011 г. их число сократилось на одну. Добыча уменьшилась на 6,2%. В 2012 г. из эксплуатационных скважин исключена еще одна. Добыча сократилась на 15,9%. В 2013 г. АМОК резко нарастил число скважин на платформе (с 21 до 30, в том числе добывающих с 11 до 16). Это позволило нарастить добычу на 12,5% (I/I кв.) – 11,6% (II/II кв.). Но при этом средняя добыча эксплуатационных скважин уменьшилась на 15,0% (I/I кв.) – 13,1% (II/II кв.). Уменьшились и средние дебиты добывающих скважин на 17,5% (I/I кв.) – 7,1% (II/II кв.). То есть, ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин не привело как и на платформе Центральное Азери к росту средних дебитов скважин. Это свидетельствует о том, что начальные дебиты новых скважин относительно низкие. Скорее всего, это связана с падением давления в продуктивных пластах. Для добычи нефти с платформы на достигнутом уровне необходимо вводить в эксплуатацию новые добывающие скважины.

Средняя добыча нефти всех эксплуатационных скважин на пяти платформах проекта «АЧГ» в 2013 г. по отношению к 2012 г. уменьшилась на 11%. Однако, падение ее добычи было небольшим – всего 2,1%. Это достигнуто за счет увеличения числа эксплуатационных скважин в 2013 г с 94 до 118. По поквартальным показателям дебиты эксплуатационных скважин снизились на 21,4% (I/I кв.) – 18,8% (II/II кв.), добыча – на 4,1% (I/I кв.) – 7,6% (II/II кв.). В период IV кв 2013 г. – II кв. 2014 г. удалось стабилизировать средний дебит эксплуатационных скважин на уровне 5,5-5,6 тыс. барр./сут. Это достигнуто резким увеличением числа добывающих скважин начиная с II кв. 2013 г. На его начало их было 64. На начало I кв. 2014 г. – 81. Рост на 26,6%. Но потом их число начало сокращаться и на начало III кв. 2014 г. составило 76. Общее число эксплуатационных скважин в 2014 г. тоже сокращается (с 118 до 113). Это даст падение добычи нефти по проекту «АЧГ» в 2014 г. (относительно уровня 2013 г.) минимум на 5% (1,6 млн т).

В первом полугодии 2014 г. на пяти платформах проекта «АЧГ» добыто 16,0 млн т нефти. В 2013 г. – 16,4 млн т. В 2010 г. (год пика добычи на «АЧГ») – 20,2 млн т. Падение добычи в 2014 г. по отношению к 2013 г. составило 2,4%, по отношению к 2010 г. – 20,8%. Массовый ввод в эксплуатацию скважин начался со II кв. 2013 г. Это и позволило сократить падение уровня добычи в 2014 г. Можно принять, что отношение добычи в первом полугодии 2013 г. к 2012 г. – 18,8%, характеризует естественный процесс ее падения. Эта дает 6,3% в год.

ГНКАР подготовила программу на 2013-2015 гг. по стабилизации и увеличению объемов добычи на своих месторождениях. В соответствии с ней, на Мелководном Гюшешли планируется пробурить 20 новых скважин. На конец 2013 г. 6 скважин сданы в эксплуатацию, 5 – находилось в процессе строительства. То есть, на Мелководном Гюнешли наблюдается та же картина, что и на блоке «АЧГ» – форсированное наращивание количества эксплуатационных скважин. Бурение новых скважин позволило ГНКАР добыть в первой половине 2014 г. 4,2 млн т нефти, что на 1.2% больше, чем в соответствующий период 2014 г. Всего в 2013 г. объем бурения ГНКАР составил 142,7 тыс. м, в том числе 135,7 тыс. м – эксплуатационное и 7,0 тыс. м – разведочное. В 2013 г. ГНКАР добыла 8,34 млн. т нефти. Сообщалось, что 65% ее дает Мелководное Гюнешли. То есть, на нем добыто примерно 5,4 млн. т. Разработка месторождения ведется с 1980 г. По состоянию на начало 2014 г. здесь добыто 162,3 млн. т нефти.

Динамику добычи нефти по проекту «АЧГ» можно оценить и по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана. В I кв. 2014 г. по данным контрольно-измерительных приборов из Азербайджана экспортировано 8,093 млн т. нефти, а в I кв. 2013 г. – 8,501 млн т. Снижение составило 4,8%. Последняя цифра характеризует снижение добычи нефти по проекту «АЧГ» и в целом на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли. За семь месяцев текущего года экспортировано 13,79 млн т нефти, что на 3,8% ниже показателя за аналогичный период 2013 г. Данные Государственного комитета по статистике Азербайджана, более оптимистичные. В первом полугодии 2014 г. в Азербайджане добыто 21,22 млн. т нефти и газового конденсата, что на 2,7 % ниже показателя аналогичного периода 2013 г.

Прогноз

Имея приведенные выше данные, можно дать прогноз динамики добычи нефти в проекте «АЧГ». Борьба за ее «плавный спад» путем бурения десятков скважин (американские нефтяники такую ситуацию называют «drill baby, drill») не имеет смысла. Здесь речь может идти только об оптимизации эксплуатации месторождения на стадии падающей добычи по параметру «добыча максимального объема нефти». Падение добычи в ближайшее время будет на уровне 8-9% в год (в 2014 г. – 5%). То есть, «восстановится» та динамика падения уровня добычи, которая была в 2011-2012 гг. Такая же динамика будет и на Мелководном Гюнешли. Рост добычи нефти по проекту «COP» (платформа Западный Чираг) не сможет компенсировать негативную динамику на других платформах. Но, в какой мере «не сможет», покажут результаты 2014 г.

Будут ли построены новые добывающие платформы на блоке «АЧГ»? Скорее всего, нет. СРП подписано до 2024 г. и Азербайджану нет никакого резона его продлевать. С другой стороны, АМОК нет смысла делать большие вложения в проект «АЧГ». За оставшиеся годы действия СРП они не окупятся. Других проектов, добыча нефти по которым может компенсировать падение добычи на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли, в Азербайджане не имеется. То есть, добыча нефти в республике будет падать быстрыми темпами. Будут «пустеть» имеющие стратегическое значение нефтепроводы Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. Будет «истощаться» поток нефтедолларов в Азербайджан. Такова природа СРП. Добывающие компании заинтересованы в том, чтобы быстро получить прибыль на вложенные капиталы. Максимально быстро и в максимальном же объеме. Этот сценарий как раз и реализован специалистами АМОК (ВР), имеющими высочайшую профессиональную квалификацию в создании СРП. Никаких «грубых ошибок» они не сделали.

(*) Добыча нефти на Глубоководной Гюнешли начата в конце апреля 2008 г. Пик добычи (6,7 млн. т) достигнут в 2010 г. В этом году число эксплуатационных скважин возросло с 20 до 23. В 2011 г. их число сократилось на одну. Добыча уменьшилась на 6,2%. В 2012 г. из эксплуатационных скважин исключена еще одна. Добыча сократилась на 15,9%. В 2013 г. АМОК резко нарастил число скважин на пласформе (с 21 до 30, в том числе добывающих с 11 до 16). Это позволило нарастить добычу на 30%. Произошло и увеличение дебитов скважин на 14,0% (за счет новых добывающих скважин). Однако поквартальная динамика в 2013 г. не такая оптимистичная. Добыча нефти с платформы увеличилась на 12,9%. Однако, средний дебит добывающих скважин снизился на 20,0%. Для добычи нефти с платформы в 2014 г. на уровне 2013 г. необходимо ввести в эксплуатацию еще 6 скважин.

Резкое падение добычи нефти с платформы Восточная Азери (на 37,0%) в течение 2013 г. произошло при примерно стабильном числе эксплуатационных скважин. Падение обусловлено снижением дебитов добывающих скважин – с 9,2 тыс. т/с в I кв. до 6,4 тыс. т/с в IV кв. Добыча нефти на одну эксплуатационную скважину платформы является относительно низкой – 4,9 тыс. т/с (IV кв.). Падение добычи в 2013 г. относительно 2012 г. составило 20,3%. И здесь явно просматривается ускорение в 2013 г. падения добычи нефти. Число эксплуатационных скважин на ней в течение года менялось.

В 2013 г. падение добычи нефти на платформе Западное Азери по отношению к 2012 г. составила 1,2%. Однако падение, рассчитанное по квартальной добыче 2013 г. составило 14,4%. Причина та же – падение дебитов добывающих скважин на 30,4%. Но, возможно, рост числа добывающих скважин в IV кв. с 17 до 20 пришелся на его конец и формально рассчитанная нами цифра не отражает реального положения дел. Но дата ввода в эксплуатацию новых скважин никак не влияет на цифру общего падения добычи с платформы в 2013 г. Здесь мы имеем дело с ее ускорением.

Снижение дебитов добывающих скважин на платформе Центральное Азери на 12% компенсировано вводом в эксплуатацию 3 добывающих скважин. В результате получен прирост добычи нефти на 3,6% при его расчете по квартальной добыче. В целом же добыча нефти в 2013 г. уменьшилась на 4,2% относительно 2012 г. Здесь в 2013 г. удалось изменить динамику добычи с отрицательной на положительную. Уровень добычи на одну эксплуатационную скважину на платформе – 6,5 тыс. т/с (IV кв.) высокий. Представляется, что в ближайшие годы в удастся удерживать уровень добычи с нее на «плавном спаде». Но ля этого потребуется вводить в эксплуатацию по 4 скважины в год.

На платформе Чираг число добывающих скважин в I кв. — 10, а в IV кв. – 13. Однако общая добыча с нее уменьшилась на 9,5%. Это произошло за счет снижения дебитов добывающих скважин на 38,1% (здесь и далее в пересчете на год). В 2013 г. общая добыча упала на 6,4% относительно 2012 г. Здесь мы имеем явное возрастание скорость падения добычи при самом низком для «АЧГ» ее уровне на одну эксплуатационную скважину – 3,6 тыс. т/с (IV кв.). В целом динамика добычи нефти с платформы Чираг соответствует «среднемировым» показателям. Начало добычи нефти 25 октября 1997 г. Достижения ее пика (7,6 млн. т) в 2004 г. Плавный спад до 2013 г. и начало резкого спада в 2014 г. Возможно, в этом году удастся удержать добычу нефти с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется вводом в эксплуатацию новых скважин компенсировать снижение среднего дебита эксплуатационных скважин на 28% увеличением их числа на эту же величину. То есть, потребуется ввести в эксплуатацию 4-5 новых скважин.

На платформе Центральное Азери стабилизация добычи достигнута за счет увеличения числа добывающих скважин с 14 до 17. А на платформе Западное Азери увеличение числа добывающих скважин с 16 до 20 не предотвратило падение добычи на 17,0% в пересчете на год. Восточное Азери.

Можно смело предполагать, что на платформе Восточная Азери началось резкое неконтролируемое падение добычи, остановить которое уже не удастся. Добыча нефти с платформы начата в феврале 2007 г. То есть, резкое падение добычи нефти произошло на 7-й год разработки участка месторождения.

http://www.kavkazoved.info/news/2014/10/13/azeri-chirag-guneshli-i-grubye-oshibki-british-petroleum.html
http://aftershock.su/?q=node/262985

kavkazoved.info: Шах-Дениз – мегапроект каспийского региона

Анатолий ТЮРИН | 21.08.2014
От редакции. В журнале «Недра Поволжья и Прикаспия» (№ 78, 2014 г.), который издает «Нижне-Волжский Научно-Исследовательский Институт Геологии и Геофизики», опубликована статья кандидата геолого-минералогических наук А.М. Тюрина «Шах-Дениз – мегапроект Каспийского региона». В ней рассмотрены состояние и планы добычи газа и конденсата на месторождении Шах-Дениз в азербайджанской акватории Каспия. Тема разработки и транспортировки энергетических ресурсов Прикаспия всегда была чрезвычайно политизированной, и в этом контексте объективный и профессиональный взгляд на вопрос как никогда важен. Предлагаем данный материал вниманию читателей нашего сайта.

Фундамент нефтегазовых мегапроектов Каспийского региона заложен в СССР. В советский период начата добыча газа на Астраханском месторождении. Месторождения Карачаганак и Тенгиз были разведаны и практически подготовлены к эксплуатации, открыты месторождения Азери – Чираг – Гюнешли, выявлены рифовая постройка Кашаган и структура Шах-Дениз. В постсоветский период их судьба сложилась по-разному. Добыча нефти на Тенгизе, газа и конденсата на Карачагенаке и Астрахани находятся на «полке». Эксплуатация месторождений Азери-Чираг-Гюнешли доведена до стадии падающей добычи. Начало добычи нефти на Кашагане откладывалось с 2005 г. и как бы началась в 2013 г. Добыча газа и конденсата на Шах-Денизе ведется по проекту «Стадия-1». 17.12.2013 г. в Баку в торжественной обстановке подписано соглашение по проекту «Стадия-2» между государственной нефтегазовой компанией Азербайджана SOCAR и Консорциумом.

Анализ параметров проекта «Стадия-2» выполнен автором по заказу информационно-аналитического проекта «Однако». Результаты опубликованы на его сайте (1) и вызвали в Сети большой интерес (переопубликованы на аналитических и новостных сайтах). Статью «видят» поисковые системы. Но у статьи имеются явные недостатки. Она громоздкая и «переполнена» цифрами и ссылками на источники информации. К недостаткам следует отнести и ее «броское» название. Но это прерогатива редакции «Однако». Представляется целесообразным изложить в профильном журнале «коротко и ясно» состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз.

Газоконденсатное месторождение Шах-Дениз открыто в 1999 г. на одноименной структуре, выявленной в советский период. Находится в акватории Каспия в 70 км к юго-востоку от Баку. Приурочено к крупной вытянутой в плане сундукообразной структуре, имеющей северо-восточное простирание и блочное строение. Ее высота – около двух километров. На структуре закартировано несколько грязевых вулканов. Глубина моря в пределах месторождения от 50 до 650 м.

Залежи газа контролируются ловушками пластово-сводового типа в терригенных отложениях свиты «перерыва» (балаханы, фасила, средний плиоцен). В пластах-коллекторах аномально высокое давление. Пластовый флюид – относительно сухой газоконденсат с давлением конденсации близким к начальному пластовому (Т.А. Апаркина, 2012 г.). С геологических позиций месторождение Шах-Дениз находится в Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне. Площадь продуктивных отложений около 860 кв. км. Глубина их залегания – 4500-6500 м. Запасы оценены в 1,2 трлн куб. м газа и 240 млн т конденсата.

Контракт на разработку месторождения Шах-Дениз заключен в 1996 г. В Консорциум по состоянию на начало 2014 г. входят британская BP (оператор, 28,8%), SOCAR (16,7%), норвежская Statoil (15,5%), иранская NICO (10,0%), французская Total (10,0%), российская LUKoil (10,0%), турецкая TPAO (9,0%). Консорциум владеет и Южно-Кавказским газопроводом.

17.11.2013 г. контракт по разработке месторождения продлен до 2048 г. В этот же день Statoil огласила стоимость продажи 10% своей доли в Консорциуме –1,45 млрд. долл. Купили ее SOCAR (6,7%) и BP (3,7%). По цене, за которую проданы 10% доли в Консорциуме, можно оценить общую стоимость его активов – 14,5 млрд долл..

Соглашение по разработке месторождения Шах-Дениз заключено по схеме СРП. В первые годы основная часть добываемого газа будет принадлежать Консорциуму, включая SOCAR. Доля Азербайджана (природная рента) будет возрастать по мере компенсации Консорциумом своих капитальных затрат. По приведенным цифрам прибыли Азербайджана от разработки месторождения Шах-Дениз (за 2006-2013 годы – 1497 млн долл.) можно вычислить процент продукции (газа и конденсата), отчисляемый Консорциумом в качестве природной ренты (прибыльный газ) – примерно 6%. Но в период с концы 2013 до 2017-2018 г.г. отчислений в пользу Азербайджана не будет. Они пойдут на развитие проекта.

По проекту «Стадия-1» построена морская платформа (глубина моря 105 м), рассчитанная на бурение 15 наклонно-направленных скважин. С нее планируется добыть 178 млрд куб. м газа и 34 млн т конденсата. Добыча началась в 2006 г. Газ и конденсат поступают на Сангачальский терминал. На конец 2012 г. эксплуатировалось 4 скважины. На конец 2013 г. – 5. На 01.10.2013 г. добыто 46 млрд куб. м газа (на 01.07.2013 г. добыто 11,3 млн. т конденсата). Из них 25 млрд экспортировано в Турцию, 3,4 млрд – в Грузию. Остальной объем газа закуплен Азербайджаном.

Состояние проекта «Стадия-1» можно оценить по динамике добычи газа: 2010 – 6,9 млрд куб. м, 2011 – 6,67 млрд куб. м, 2012 – 7,73 млрд куб. м, 2013 – 9,5 млрд куб. м (оценка). Содержание конденсата в добываемом газа – 253-265 г на 1 куб. м. «Провальным» было первое полугодие 2011 г. Падение суммарного дебита эксплуатационных скважин в пересчете на год составило 40% и явилось полной неожиданностью для Консорциума. Ситуация несколько выправилась с вводом в эксплуатацию в первой половине 2011 г. новой скважины SDA-06.

В сентябре 2012 г. начато бурение очередной скважины SDA-03y. Она сдана в эксплуатацию в конце 2013 г. С апреля 2012 г. ведутся технические работы в скважине SDA02, выведенной из эксплуатации. Она будет введена в эксплуатацию в начале 2014 г. Ожидается, что ввод в эксплуатацию этих двух скважин позволит довести добычу газа в 2014 г. до 10,4 млрд куб. м. Но без бурения новых скважин неизбежно повторится «провал», случившийся в первом полугодии 2011 г.

По проекту «Стадия-2» предусматривается строительство 2 морских платформ и бурение с них 26 скважин, расширение Сангачальского терминала, а также строительство новых перерабатывающих и компрессорных установок. Стоимость проекта оценивается в 28 млрд долл. Заложена возможность превышения сметных расходов на 20%. Начало добычи газа – конец 2018 г. В конце 2019 г. планируется добыча и экспорт газа в полном объеме – 16 млрд куб. м. Весь газ пойдет на экспорт. В том числе, 6 млрд куб. м – в западные регионы Турции, 1 млрд куб. м – в Грецию, 1 млрд куб. м – в Болгарию и 8 млрд куб. м – в Италию.

Проект «Стадия-2» включает и строительство двух газопроводов Трансанатолийского (TANAP) и Трансадриатического (ТАР). TANAP планируется построить на территории Турции. Его протяженность 1790 км, стоимость 12 млрд долл. Партнерами по строительству являются SOCAR (оператор, 68%), турецкая BOTAS (20%) и BP (12%). ТАР будет построен на территории Греции и Албании, далее через Адриатическое море до Италии. Его протяженность 870 км, стоимость 3 млрд долл. Партнерами являются SOCAR (20%), BP (20%), Statoil (20%), бельгийская Fluxys (16%), Total (10%), немецкая E.ON (9%) и швейцарская Axpo (5%). 2 млрд долл. планируется вложить в увеличение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода. Его длина на территории Азербайджана – 435 км, Грузии – 248 км. Общая стоимость проекта «Стадия-2» составляет 45 млрд долл.

Из опубликованных данных известны капитальные затраты на реализацию проекта «Стадия-2». Операционные расходы на ее промысле можно оценить по характеристикам «Стадии-1» (отчеты ВР). Расходы на транспортировку газа соответствуют коммерческим тарифам в Европе. Ожидаемая Консорциумом цена газа – 400 долл. за 1000 куб. м в Южной Европе и 350 долл. в Турции. Цена конденсата соответствует цене нефти Azeri Light, поскольку он поступает в нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан. Этих данных вполне достаточно для расчета дисконтированных капитальных затрат и дисконтированной суммы прибыли от продажи газа и конденсата. По результатам расчета определены годы окупаемости поставок газа в Южную Европу и Турцию.

При норме дисконтирования 6 %, капитальные затраты поставок газа в Италию окупятся в 2029-2033 г.г. Срок окупаемости с начала реализации проекта составит 16-20 лет. С начала поставок газа – 10-14 лет. При учете только экономических позиций и игнорировании геологических, технологических, экономических, политический, террористических и экологических рисков, поставку газа в Италию по проекту «Стадия-2» можно оценить как «на грани разумного». Это же относится к поставкам газа в Грецию и Болгарию.

Капитальные затраты поставок газа в Турцию окупятся в 2024-2025 г.г., через 11-12 лет после начала вложений в «Стадию-2» и через 5-6 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект «Стадия-2» в части поставок газа в Турцию является высокоэффективным.

Общие капитальные затраты проекта «Стадия-2» окупятся в 2027-2029 г.г. Через 14-16 лет после начала вложений и 8-10 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект является симбиозом двух подпроектов: поставка газа в Западную Турцию и Южную Европу. Первый однозначно является высокоэффективным, второй – «на грани разумного». Высокая и «быстрая» прибыль, получаемая в рамках поставок газа в Турцию, будет покрывать огромные издержки поставок газа в Европу.

В проекте «Стадия-2» по «умолчанию» принимается, что «полка» добычи газа с двух платформ в объеме 16 млрд. куб. м будет удерживаться в течение 25 лет. Это представляется нереальным. Этот важнейший показатель можно оценить и по планам добычи газа на «Стадии-1» – 178 млрд куб. м. Примем, что 70% этого газа будет добыта на «полке», которая с этого года будет равняться 9,5 млрд. куб. м. Длительность ее удержания составит 13 лет.

С начала разработки до окончания 2013 г. добыто 47,6 млрд м газа. По проекту «Стадия-1» остается добыть 130,4 млрд. м, в том числе 53,4 млрд. м (30% от общего объема добычи) на этапе падающей добычи. С 2014 г. добычу планируется довести до 10,4 млрд куб. м. Длительность «полки» составит 7,5 лет. То есть, добыча на «полке» продержится до 2020 г. включительно. Именно в это время и начнется добыча газа по проекту «Стадия-2» в полном объеме. Поступающий в Турцию газ «Стадии-1» будет «заменен» на газ «Стадии-2» (2). Поставки газа в Турцию и Европу будут удерживаться на «полке» его добычи до 2031 г. То есть, примерно до момента окупаемости капитальных затрат проекта. Никакого прибыльного газа для Азербайджана в нем не просматривается.

А как будут выполняться контрактные обязательства «Стадии-2» по поставкам газа в период 2032-2044 г.г. (за пределами «полки» добычи)? Очень просто. Сразу же после выхода «Стадии-2» на проектные показатели будет поставлен вопрос о необходимости реализации «Стадии-3». С нее и будут осуществляться поставки газа в Турцию и Европу после 2031 г. А потом встанет вопрос о необходимости реализации «Стадии-4». В этих делах есть одна важная тонкость. Коммерческим оператором проекта «Шах-Дениз» является SOCAR. Именно он подписал контракты на поставки газа с турецкой BOTAS и девятью европейскими компаниями сроком на 25 лет.

Для участников Консорциума все ясно и понятно. Они будут вкладывать деньги в проекты «Стадия-1», «Стадия-2», «Стадия-3»… На их начальных этапах за счет продажи газа и конденсата эти вложения будут компенсироваться. Будет формироваться и прибыль. Единственный недостаток такой организации разработки месторождения Шах-Дениз – участники Консорциума не получат сверхприбыль.

Для Азербайджана тоже все ясно и понятно. Вложения SOCAR в проект «Стадия-2» составят 13569 млн долл. (30,2% от общих капитальных затрат). За счет природной ренты, формируемой на «Стадии-1», будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-2». За счет ренты «Стадии-2» будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-3». Азербайджан же взял на себя основную часть вложений в газопровод TANAP и существенную в ТАР. То есть, азербайджанский газ будет поставляться в Европу за счет Азербайджана, за счет его природной ренты. На нем и ответственность за все возможные риски выполнения контрактных обязательств. Получит ли Азербайджан рентные платежи с проектов разработки месторождения Шах-Дениз? Похоже, что нет. В лучшем случае, в отдельные периоды будет «капать» по двести-четыреста миллионов долларов в год.

Примечания

(1) «Правда о «противороссийском» газовом прожекте Азербайджана» (часть 1, часть 2)
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-1/
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-2/

(2) На новостных сайтах Азербайджана часто приводится информация, не соответствующая реальному положению дел. Например: «В целом же после начала добычи в рамках «Шахдениз-2» общая добыча газа с месторождения составит 25 млрд кубометров. Из них 9 млрд будет добываться в рамках первой стадии проекта и 16 млрд. в рамках второй». «Стадия-2» – это «замена» «Стадии-1». В переходный период (падение добычи на «Стадии-1» и выход «Стадии-2» на проектные показатели) добыча газа будет, скорее всего, на «полке» 16 млрд куб. м.

Анатолий Тюрин — заведующий лабораторией геофизики ООО «ВолгоУралНИПИгаз», кандидат геолого-минералогических наук, автор и соавтор около 200 публикаций. Cфера профессиональной деятельности: поиск, разведка и эксплуатация месторождений нефти и газа. Включен в информационно-библиографический справочник «Геофизики России» (Москва, 2001, 2005 г.).
http://www.kavkazoved.info/news/2014/08/21/shah-deniz-megaproekt-kaspijskogo-regiona.html

tass-analytics.com: Скважина стабильности. III. Решение проблемы СРП, IV. Опыт ВР: «Не срослось»

О соглашениях о разработке месторождений углеводородного сырья на условиях раздела продукции

02.12.2013
Россия теряет огромные деньги в проектах «Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Харьягинское СРП», а иностранные партнеры в проектах зачастую нарушают закон, отмечает Счетная палата (СП).

В России действуют три соглашения о разработке месторождений углеводородного сырья на условиях раздела продукции: «Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Харьягинское СРП». Соглашения заключены во время, когда президентом России был Борис Ельцин.

В совокупности по трем проектам уже добыли 103 млн тонн нефти с конденсатом и 71,9 млрд куб. м газа, произвели 36,9 млн тонн сжиженного природного газа (СПГ), отмечает СП. Экспорт углеводородов в стоимостном выражении увеличился до $17,5 млрд. При этом экспорт нефти сократился на 2%, а экспорт СПГ увеличился на 30%.

«Совокупные затраты с начала работ составили более $55 млрд, из которых $4,5 млрд — затраты 2012 г. Все затраты, подлежащие возмещению ($49 млрд), компенсированы государством в полном объеме. Доход государства за указанный срок составил более $16 млрд. Из них $10 млрд поступило в федеральный бюджет и $6 млрд — в региональные бюджеты», — поясняет СП.

Вместе с тем, при выполнении проектов возник ряд проблем, требующих скорейшего решения, подчеркивает палата.

Одной из таких проблем является отсутствие должного контроля со стороны государства за имуществом, созданным при выполнении cоглашений. Во всех СРП определено, что создаваемое имущество учитывается операторами и является их собственностью. «По возмещении государством полной стоимости затрат право собственности переходит России. Однако, несмотря на то, что все возмещаемые расходы по проектам государством компенсированы, созданное имущество в его собственность не передано», — подчеркивает СП.

Более того, проверкой установлено, что «дорогостоящее имущество и даже целые имущественные комплексы, созданные операторами проектов, нигде не учтены и не зарегистрированы, используются без правоустанавливающих документов, что создает риски их дальнейшей утраты».

СРП предусматривает максимально возможное участие российских организаций в работах по проекту, использование российских материалов, оборудования и рабочей силы. «На первый взгляд так и происходит. Привлечение российских подрядчиков составляет 75% по «Сахалину-1», 61% — по «Сахалину-2» и 95% — по «Харьягинскому СРП». Однако зачастую контракты, заключенные с российскими организациями, на деле выполняются иностранными субподрядчиками», — подчеркивает СП.

Кроме того, по всем СРП существуют проблемы с созданием фондов на устранение последствий проектов после их завершения. При этом если по «Сахалину-1» и «Харьягинскому СРП» предусмотрены ликвидационные фонды, создаваемые за счет возмещаемых затрат, то по проекту «Сахалин-2» ликвидационный фонд не предусмотрен вообще. «И если сейчас не решить проблему, в будущем расходы лягут на федеральный бюджет и нивелируют полученный от проекта доход», — отмечает СП.

Другая серьезная проблема — операторы проектов не требуют от подрядчиков устранения недостатков в гарантийные сроки, не выставляют претензии за срыв работ. В результате за все расплачивается государство, подчеркивает палата.

Выполнение проекта «Харьягинское СРП» затрудняют недостаточный уровень управления строительными проектами и серьезное отставание ввода объектов в строй в согласованные сроки. Не создана система поддержания пластового давления и утилизации газа, не проведена модернизация центрального пункта сбора продукции для очистки газа. «В результате 74% или 120 млн кубометров газа в год сжигается. На экономические потери накладывается вред, который наносится экологии. Ни Минэнерго, ни Минприроды комплексную оценку этой проблемы не проводили», — поясняет СП.

В проекте «Сахалин-1» до сих пор не решен вопрос о реализации природного газа с месторождения «Чайво». В итоге недополученный доход государства уже составил $3,6 млрд.

«По проекту «Сахалин-2» установлено, что в нарушение cоглашения от 2008 г. оператор проекта «Сахалин Энерджи» при расчете роялти из добытых углеводородов незаконно исключает тот объем, который использует на собственные нужды. В результате недоплата оператора государству составила более $125 млн», — подчеркивает СП.

Кроме того, с 2011 г. по распоряжению правительства государство получает роялти по проекту «Сахалин-2» в натуральной форме. Этот газ поступает в транспортную систему «Газпрома» для потребителей Сахалинской области и Приморского края. «Из-за разницы цен на газ на внешнем и внутреннем рынках, которая составляет $326 за 1 тыс. кубометров, только в 2012 г. поставки газа по такой схеме обошлись государству недополучением 18 млрд руб. дохода», — отмечает СП.

Палата направит представления в Минэнерго и компании-операторы проектов, а также информационное письмо президенту и правительству.
http://www.vestifinance.ru/articles/36243
Полностью
http://www.ach.gov.ru/ru/news/02122013/

31.10.2003
Превышение затрат над доходами при реализации проектов “Сахалин-1” и “Сахалин-2” составило более 623 млн. долларов США

Сегодня Коллегия Счетной палаты Российской Федерации под председательством Сергея Степашина рассмотрела результаты проверки итогов работы по реализации соглашений о разделе продукции (СРП) по проектам “Сахалин-1” и “Сахалин-2” в налоговых и таможенных органах, администрации Сахалинской области за 2002 год и истекший период 2003 года. Проверка проведена в соответствии с планом работы Счетной палаты на 2003 г. в сентябре – октябре с.г. С сообщением выступил аудитор Счетной палаты Владимир Пансков.

В материалах, представленных на Коллегию Счетной палаты, отмечается, что СРП по проектам “Сахалин-1” и “Сахалин-2” заключены до вступления в силу закона “О соглашениях о разделе продукции” от 30 декабря 1995 г. и подлежат исполнению в соответствии с определенными в них условиями. На них не распространяется действие статьи Налогового кодекса РФ, согласно которой налоговая ставка при добыче нефти из газоконденсатных месторождений составляет 340 руб. за тонну, с учетом поправочного коэффициента, характеризующего динамику мировых цен на нефть. В итоге федеральный бюджет за последние 1,5 года недополучил с объема добытой и реализованной нефти 30 млн. долларов США.

Возмещаемые иностранным инвесторам затраты по проектам с 1996 г. на 31 июля с.г. составили 4,3 млрд. долларов США. За счет реализации нефти российской стороной покрыто 960,4 млн. долларов США. Таким образом, долг российской стороны по непогашенным возмещаемым затратам превысил 3,3 млрд. долларов США. Сложившаяся же система возврата НДС территориальными органами федерального казначейства Минфина не позволяет произвести его возмещение в установленные СРП сроки, что приводит к потерям федерального бюджета. На 1 сентября с.г. задолженность России по возврату НДС вместе с начисленными процентами за просрочку составила 67,1 млн. долларов США. До конца текущего года операторами обоих проектов будет предъявлено к возмещению НДС еще около 170 млн. долларов США, что приведет к существенному росту начисленных процентов за несоблюдение установленных СРП сроков.

С 1996 г. в бюджеты различных уровней Российской Федерации от реализации проектов “Сахалин-1” и “Сахалин-2” поступило 431,9 млн. долларов США, затраты же, включая стоимость реализованной нефти и сумму возмещенного НДС и начисленных пени, составили более 1 млрд. долларов США. На момент проведения проверки затраты превысили поступления на 623,2 млн. долларов США.

По итогам обсуждения Коллегия Счетной палаты приняла решение направить информационное письмо в Правительство России. Материалы проверки будут использованы для подготовки и представления в палаты Федерального Собрания России заключения Счетной палаты по докладу Правительства об итогах работы по реализации СРП.
http://www.ach.gov.ru/ru/news/archive/252/


http://masterok.livejournal.com/1523664.html

СРП по сланцевому газу на Украине

08.08.2012
Интервью с главой компании Shell в Украине Грэхемом Тайли было записано накануне 3 августа, когда Shell подала заявку на участие в тендере на разработку Скифского месторождения на Черноморском шельфе. Поэтому Тайли в своих оценках относительно дальнейших планов компании в Украине был очень осторожен и больше рассказывал о работе на Юзовском месторождении и особенностях добычи сланцевого газа.

Давайте сначала разберемся в понятиях. Деятельность Shell в Украине связана с разработкой потенциала газа уплотненных песчаников. Есть разные классификации так называемого нетрадиционного газа, который, кстати, по своему химическому составу ничем не отличается от традиционного. Это тот же природный газ.

Разница состоит лишь в способе его залегания в породе. Обычно выделяют три подтипа нетрадиционного газа, а именно сланцевый газ, газ уплотненных пород и метан угольных пластов. Общая черта этих ресурсов — газ содержится в очень плотной породе (в сланцах, уплотненных породах (например, песчаниках), угольных пластах). Поэтому для их разработки мы должны применять такие технологии, как гидроразрыв.

Сейчас Shell задействована в двух проектах в Украине. Они находятся в Харьковской и Донецкой областях. На этой карте можно увидеть два больших участка (рис. 1), на которых будет работать наша компания. Красным обозначены те лицензионные участки, разработка которых предусмотрена вместе с нашим партнером ГК «Укргаздобыча». В сентябре прошлого года мы переподписали договор о совместной деятельности и уже в этом году мы готовы начинать работы.

Желтым обозначен Юзовский лицензионный участок. В результате конкурса мы получили право подписания соглашения о разделе продукции по этому участку. Результаты конкурса были согласованы межведомственной комиссией, а также Кабинетом министров. Сейчас мы находимся в процессе переговоров о подписании того самого соглашения о распределении продукции. До его подписания никакие работы не начнутся.

Важно отметить и то, что мы считаем, что большинство газа в этих проектах находится не в сланцах, а в уплотненных песчаниках.

Главная разница между сланцевым газом и газом уплотненных песчаников в глубине. Скважины для добычи сланцевого газа имеют глубину 2-2,5 км. Если добывать газ из уплотненных песчаников, то нужно бурить скважины 4-6 км (рис. 2). Поэтому, когда мы говорим о влиянии технологии гидроразрыва на грунтовые воды, которые используются для питья или полива, то надо помнить, что между местом проведения гидроразрыва и грунтовыми водами находятся километры и километры непроницаемых пород.

Вы спросили об инвестициях. Если говорить о договоре о совместной деятельности, то мы обязались оплатить расходы до 200 млн долл. на этапе предварительной разведки. Сейчас мы готовимся к бурению своей первой скважины и занимаемся подготовкой бурового площадки. Финансовые обязательства по Юзовской области будут окончательно определены в соглашении о распределении продукции.

Общий объем инвестиций по каждому из этих двух проектов будет зависеть от успешности каждой фазы проекта.

Юзовский лицензионный участок, а также лицензионные участки, которые мы разрабатываем с «Укргаздобычей», находятся в геологическом бассейне Днепровско-Донецкой впадины. Несколько лет наши геологи занимались подробным изучением этой впадины и именно наша компания предложила вынести Юзовский участок на конкурс о распределении продукции. Одновременно мы заинтересованы в увеличении нашего присутствия в Украине, например, путем участия в проектах на шельфе Черного моря. Вы наверное слышали о том, что в 2006 г. мы участвовали в конкурсе по Прикерченскому участку.
http://www.rbc.ua/rus/interview/show/grehem-tayli-v-sluchae-polnomasshtabnoy-razrabotki-yuzovskogo-08082012104200

forbes.ua: Надра Юзовская
Своего сайта у компании «Надра Юзовская», конечно, нет 🙂

29.01.2013
Межведкомиссия по СРП в мае 2012 года определила победителями конкурса на разработку Юзовской площади (Харьковская и Донецкая облсти) компанию Shell, Олесской площади — Chevron.

Первоначально предполагалось, что соглашения с победителями конкурса будут подписаны в течение 120 календарных дней после объявления итогов конкурса, однако в середине сентября этот срок был продлен до 160 дней, а конце октября до 190 дней.

В освоение Юзовского участка, прогнозные ресурсы которого оцениваются в 4,054 трлн куб. м газа разных типов, на этапе геологического изучения планируется привлечь минимум 1,6 млрд грн инвестиций и 30 млрд грн на этапе промышленной разработки.

В освоение Олесского участка, прогнозные ресурсы которого оцениваются в 2,98 трлн куб. м сланцевого газа, на этапе геологического изучения планируется привлечь минимум 1,3 млрд грн инвестиций и 25 млрд грн на этапе промышленной разработки.

Доля государства при распределении прибыльной углеводородной продукции, добываемой в рамках соглашения о разделе продукции (СРП) с Shell и ООО «Надра Юзовская» на Юзовской площади, будет составлять 31-60%.

Согласно проекту соглашения, доля государства будет корректироваться в зависимости от затрат на добычу углеводородов в предыдущем периоде.

За подписание СРП Shell и «Надра Юзовская» перечислят государству бонус в размере $25 млн, при начале первой разработки – еще $50 млн, получении первого газа – еще $25 млн, при достижении пикового уровня добычи – $100 млн.

За получение спецразрешения на недропользование инвесторы заплатят государству $4 млн, за данные по участкам — $5 млн.

Кроме того, инвесторы обязаны ежегодно осуществлять социальные инвестиции в объеме $2 млн, а после начала первой разработки — $3 млн, или 0,5% годового бюджета.

Shell и «Надра Юзовская» обязаны ежегодно направлять $1,2 млн на подготовку персонала буровых и спонсировать целевые программы исследований в одном из украинских университетов на $0,3 млн. Инвесторы будут выделять по $2 млн в течение трех лет на создание «Украинского института газа нетрадиционных источников».
http://www.kommersant.ua/news/2115835

30.01.2013
Компания Shell получила беспрецедентные налоговые льготы для разработки месторождения сланцевого газа в Украине. Обнародованный вчера проект соглашения с компанией предполагает освобождение ее от уплаты налогов и сборов на общую сумму до $80 млн в год. Оппозиционные партии назвали договор опасным и намерены оспорить его в суде, однако юристы считают, что их шансы на победу невелики. Эксперты констатируют, что Shell удалось добиться условий работы, о которых инвесторы, работающие в Украине, могут только мечтать.

Вчера депутат Харьковского облсовета Иван Варченко («Батькивщина») обнародовал проект соглашения между Shell и «Надра Юзовская» по разработке Юзовского месторождения сланцевого газа. Согласно проекту, компания освобождается от целого ряда сборов и налогов: таможенного, экологического, сбора за специальное водопользование и на обязательное пенсионное страхование, платы за землю, рентной платы за добычу газа, целевой надбавки к действующему тарифу на газ. Инвестор также не будет уплачивать сборы, взимаемые при продаже иностранной валюты, с услуг мобильной связи, при покупке недвижимости.

Shell и «Надра Юзовская» при разработке Юзовской площади будут платить исключительно налог на прибыль, НДС и вносить плату за недропользование. Независимо от изменений украинского законодательства, ставка налога на прибыль для инвесторов проекта будет составлять 19%, а с 2014 года — 16%.

При этом проектом соглашения предусмотрены санкции к государству, в случае несвоевременного возврата НДС — пеня в размере 120% учетной ставки НБУ за каждый день просрочки. На инвестора не распространяется действие любых нормативных документов правительства Украины, органов местного самоуправления, если они ограничивают права инвестора. Проверки деятельности Shell и «Надра Юзовская» должны осуществляться одним госорганом и не чаще одного раза в три года, а их продолжительность не может превышать 10 дней.

Доля государства при распределении прибыльной углеводородной продукции, добываемой в рамках соглашения о разделе продукции, будет составлять 31-60%. Согласно документу, она будет корректироваться в зависимости от затрат на добычу углеводородов в предыдущем периоде. За подписание соглашения о разделе продукции Shell и «Надра Юзовская» перечислят государству бонус в размере $25 млн. При начале первой разработки — еще $50 млн, получении первого газа — еще $25 млн, а при достижении пикового уровня добычи — $100 млн. За получение спецразрешения на недропользование инвесторы заплатят государству $4 млн, за данные по участкам — $5 млн.

Господин Варченко убежден, что документ несет ряд рисков для государства. «Опасность для интересов государства, бюджета и отдельных граждан может составлять право доступа к земельным участкам вне границ договорного участка. Кроме того, угрозу представляют пункты, согласно которым инвесторы имеют право ввозить и вывозить за пределы Украины товары без оплаты таможенных сборов»,— заявил господин Варченко.

Его поддержали и в партии «Свобода». «Принципиально мы поддерживаем добычу нефти и газа в Украине. Однако процесс создания совместной компании был крайне непрозрачным. Мы хотим, чтобы договоры обсуждались и чтобы местное население было защищено как в части экологических рисков, так и в экономическом отношении»,— отметил пресс-секретарь партии «Свобода», народный депутат Юрий Сиротюк.

Юрий Сиротюк отмечает, что до сих пор нет гарантий того, что газ будет поступать на внутренний рынок и его не станут экспортировать. «Если же он будет идти на экспорт, то смысла в соглашении вообще нет. Поэтому мы намерены оспорить этот договор в суде уже в ближайшее время»,— отметил он. О том, что нефтяные компании допустили ошибку, отказавшись обсуждать соглашение на общественных слушаниях, заявил в пятницу на Всемирном экономическом форуме в Давосе вице-премьер по ТЭК Юрий Бойко: «Они должны были провести работу с населением и объяснять, что это безопасно».

Партнер юридической фирмы «Правовые партнеры» Андрей Доманский скептически оценивает будущие иски «Свободы»: до сих пор ни одной политической силе не удавалось через суд расторгнуть договоры, подписанные Кабмином. «Проект договора соответствует украинскому законодательству, и Кабмин имеет полномочия подписывать такие соглашения»,— добавляет управляющий партнер юркомпании «Астерс» Алексей Дидковский.

В пресс-службе представительства Shell в Украине и Минэнерго вчера отказались от комментариев. Источник «Ъ» в компании заверил, что Украина получит до 60% добываемого газа, который намерена продавать исключительно на внутреннем рынке. Высокопоставленный источник «Ъ» в департаменте нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Минэнерго добавляет, что самой существенной из предоставленных льгот стала отмена налога на водопользование. «В добыче сланцевого газа используется технология гидроразрыва пластов, для чего необходимо очень много воды»,— говорит собеседник «Ъ». По его словам, исключенные рентные платежи компенсируются передаваемой государству продукцией. По его словам, объем налоговых послаблений не превысит $80 млн в год, тогда как в случае добычи даже 5 млрд кубометров газа на месторождении в год прогнозируемый доход государства составит более $690 млн.

Старший аналитик ИК Dragon Capital Денис Саква отмечает, что Shell удалось добиться условий работы, о которых мечтает любой западный и украинский инвестор. «Если бы такие условия ввели у нас еще в 2010 году, Украина уже стала бы для всех чистым экспортером газа»,— уверен директор Института энергетических исследований Дмитрий Марунич. Валерий Нестеров из Sberbank Investment Research отмечает, что в США цена сланцевого газа, когда его начинали добывать, составляла $8 за млн BTU (единица измерения энергии), а издержки были на уровне $2-3 за млн BTU (с учетом налогов). В Украине же только налоговые издержки на добычу сланцевого газа для Shell до введения льгот превышали $4 за млн BTU.
http://www.kommersant.ua/doc/2116126

30.01.2013
Shell на первом этапе инвестирует 410 млн долл. в разработку Юзовского месторождения. Об этом сегодня заявил министр энергетики и угольной промышленности Эдуард Ставицкий, передает корреспондент РБК-Украина. «Согласно договору, на первом этапе компания Shell обязалась выполнить геологическую разведку и инвестировать 410 млн долл., которые будут потрачены в ближайшие 3-5 лет», — сказал министр. По словам министра, правительство уже к 2015 г. ожидает получить первые результаты по Юзовскому участку.

«Первые результаты по инвестпрограмме мы ожидаем получить уже до 2015 г. По оптимистическому сценарию компании Shell, добыча на Юзовском участке будет составлять почти 20 млрд куб. м в год», — резюмировал Ставицкий.

Также Министерство энергетики и угольной промышленности в ближайшее время ожидает подписания двух договоров о разделе продукции — на Олесском месторождении и Скифской площади. «В ближайшее время должны быть подписаны еще два договоры о разделе продукции. Один из них — это Олесское месторождение Львовской и Ивано-Франковской областей, а также Скифская площадь шельфа Черного моря», — заявил Ставицкий.

анее министр экологии Украины Олег Проскуряков заявлял, что общие инвестиции Shell в Юзовское месторождение составят от 10 до 50 млрд долл.

Напомним, 24 января 2012 г. Украина и англо-голландский нефтегазовый концерн Royal Dutch Shell в Давосе подписали соглашение о распределении продукции (CРП) от добычи сланцевого газа на Юзовском месторождении в Харьковской и Донецкой областях.

По условиям соглашения, Shell освобождается от уплаты налогов и сборов на общую сумму до 80 млн долл. в год. Проектом соглашения предусмотрены санкции к государству, в случае несвоевременного возврата НДС — пеня в размере 120% учетной ставки НБУ за каждый день просрочки. На инвестора не распространяется действие любых нормативных документов правительства Украины, органов местного самоуправления, если они ограничивают права инвестора. Проверки деятельности Shell и «Надра Юзовская» должны осуществляться одним госорганом и не чаще одного раза в три года, а их продолжительность не может превышать 10 дней.

Также за подписание договора о разделе продукции на Юзовском месторождении Shell и «Надра Юзовская» перечислят в бюджет бонус в размере 25 млн долл., при начале первой разработки — еще 50 млн долл., получении первого газа — еще 25 млн долл., а при достижении пикового уровня добычи — 100 млн долл. Доля государства при разделении прибыльной углеводородной продукции, которая будет добываться в рамках соглашения о разделе продукции (СРП) с Shell и «Надра Юзовская» на Юзовском участке будет составлять 31-60%. Доля государства будет изменяться в зависимости от затрат на добычу углеводородов в прошедшем периоде.

Прогнозные ресурсы Юзовского газового месторождения оцениваются в 2-4 трлн куб. м. газа. Это площадь сланцевого газа, в котором Украина видит альтернативу дорогостоящему российскому газу.

Если с добычей сланцевого газа на востоке Украины уже практически все решено, то аналогичные программы на западе притормозили в Ивано-Франковском и Львовском облсоветах. Оппозиционные партии, которые составляют там большинство, выступают против разработки сланцев в Украине из-за вреда такого производства для окружающей среды. Технология фрекинга, как правило, приводит к исключению больших земельных площадей с риском необратимой потери плодородных почв, к удалению значительных объемов воды (от 5 до 20 тыс. кубометров на одну скважину), а также к загрязнению водоносных горизонтов и потере подземных питьевых источников.

Сейчас Украина платит России около 430 долл. за 1 тыс. куб м газа, согласно газовым соглашениям 2009 г.
http://www.rbc.ua/rus/top/show/shell-v-blizhayshie-3-5-let-investiruet-410-mln-doll-v-yuzovskoe-30012013114200

— — — — — — — —
Все получили искомое
i/ Shell налоговые льготы
ii/ Chevron Скифское месторождение как компенсацию за возможные убытки на Олесской площади

Вполне вероятно, что по политическим мотивам Chevron и правительство Украины будут много говорить об успехах на Олесской площади, ведь убытки на Олесской площади будут компенсированы
прибылью на Скифском месторождении, если конечно западноукраинские власти не будут ставить палки в колеса.

Относительные успехи на Юзовской площади также ожидаемы, поскольку площадь расположена в пределах Днепровско-Донецкого НГБ достаточно хорошо изученного в советское время.

iimes.ru: Нефтегазовое законодательство: ближневосточный опыт. Часть 3

Сервисные контракты

В некоторых странах БВСА, не имеющих единого федерального нормативно-правового акта, детально регламентирующего порядок и процедуру заключения нефтегазовых договоров с зарубежной стороной, результатом тендеров становится заключение сервисных контрактов (а не СРП или концессий) на проведение разведки, оценки, разработки и добычи углеводородов с нефтяных и газовых участков. Далее охарактеризуем правовую суть сервисных контрактов, заключенных Ираком с иностранными компаниями в 2009-2010 гг. по итогам двух тендеров.

Согласно подготовленному Министерством нефти Ирака Итоговому протоколу на заключение сервисных контрактов от 17 ноября 2009 г. (далее – Итоговый протокол 2009 г.), сервисными контрактами являются договоры, которые предусматривают получение зарубежным партнером фиксированной выплаты от иракской стороны за объем сырья, добытый сверх установленной нормы. Ключевыми условиями данных договоров являются следующие:

• срок действия соглашения может доходить до 20 лет с момента вступления договора в силу;
• предусматривается разработка разведанных и разведка новых запасов;
• все запасы, которые компания или консорциум собираются разрабатывать в настоящий момент или в будущем, должны быть переданы на определенном этапе обратно;
• сторона, заключившая договор, имеет право на получение компенсации фактических издержек (нефтяных и дополнительных) и на плату, эквивалентную объему добытого сверх нормы сырья. Выплаты осуществляются в виде углеводородов или в денежной форме (по выбору стороны);
• взимание с компании или консорциума нефтяных издержек, а также получение обозначенной выше платы возможны лишь по достижении 50% рубежа от предполагаемой доходности от всего участка, как только будут достигнуты объемы добычи, согласованные сторонами ранее;
• национальная компания участвует в каждой сделке в процентной доле, составляющей не менее 25%;
• иностранной компании или консорциуму безвозмездно выплачивается определенная сумма при подписании контракта;
• доходы иностранной компании или консорциума облагаются подоходным налогом в соответствии с законодательством местной стороны;
• для каждого их выставленных на аукцион участков установлен минимальный уровень инвестиционных вложений;
• на иностранные компании будут наложены обязательства по подготовке персонала и передачи технологий по трудоустройству местных граждан, а также по закупке местных товаров и пользованию услуг;
• процедуры рассмотрения возможных споров между сторонами предусматривает либо обращение к независимым экспертам, либо обращение в международный арбитраж (к примеру, в Арбитражный суд Международной торговой палаты в Париже или какой-либо иной по согласованию сторон);
• вся деятельность по разработке участков регулируется внутригосударственными законами, а также соответствующими нормативно-правовыми актами профильного министерства и должна соответствовать высоким стандартам международной нефтедобывающей отрасли, в частности, связанным с обеспечением здоровья и безопасности людей, государственной безопасности, сохранением окружающей природной среды и соблюдением надлежащей деловой этики.

Следует обратить внимание, на то, что законодательство некоторых стран БВСА достаточно полно закрепляет требования и правила ведения бизнеса, которым должны следовать зарубежные фирмы и консорциумы, претендующие на заключение контракта с местной стороной.

В частности, иракское тендерное законодательство закрепляет следующее:
• в консорциум должны входить компании, способные осуществлять функции оператора проекта;
• компании-оператору надлежит иметь не менее 30% от проекта (без учета процентной доли местной стороны);
• минимальная доля каждого из участников консорциума должна составлять не менее 10% от всего проекта;
• компания/консорциум может участвовать в тендере на все заявленные нефтегазовые участки, но вправе получить максимально лишь 4 из них, быть оператором лишь в 2, а иногда только в 1 проекте;
• ни одна компания не вправе подавать самостоятельно и в составе консорциума 2 заявки на тот же участок;
• если компания, после того как подала заявку на участие, но до подписания контракта, вдруг выйдет из консорциума, то стальные участники должны принять на себя ее обязательства по договору. В этот период новые члены не вправе вступать в состав консорциума.

Нормативные акты, регламентирующие правовой статус организаций, допущенных к тендерной процедуре, также закрепляют и условия, при которых наступает дисквалификация ее участников. Среди них:
• банкротство, распад либо продажа головной компании;
• требование самого участника тендера;
• подача ложной информации;
• участие в нефтегазовой деятельности без согласования с правительством;
• несоответствие условиям заявки организаторов;
• совершение преступного деяния, доказанного судебным органом.

Стоит особо отметить, что судебная система многих государств региона наименее приспособлена для решения коммерческих споров. Опыт свидетельствует, что арбитражное урегулирование возникающих разногласий в целом допускается по закону, однако разрешение коммерческого спора таким путем, если только это не предусмотрено отдельно в договоре, фактически не практикуется. В этой связи обычно в контрактах договаривающимися сторонами прописывается ссылка на международный арбитраж, к вердикту которого местное правительство относится благосклонно.

Таким образом, проанализировав основные тенденции, происходящие в нормативно-правовой базе некоторых ближневосточных стран, можно прийти к следующему выводу. Прежде чем пытаться принять участие в различных проектах на территории этих государств потенциальному зарубежному инвестору следует внимательно изучить соответствующее законодательство на предмет того, создает ли оно привлекательные условия для сотрудничества или же откровенно лоббирует интересы лишь местной стороны. Хотя закон не панацея от возможных рисков.
http://www.iimes.ru/rus/stat/2012/06-08-12c.htm

ЛУКОЙЛ в Ираке: Нефтяной пряник и политический кнут

История проникновения российских нефтегазовых монополий на рынок Ирака берет свое начало во второй половине 1990-х. В 1997 году три российских партнера (ЛУКОЙЛ, «Зарубежнефть» и «Машинимпорт») совместно с государственной компанией Ирака SOMO создали консорциум, который получил от правительства Саддама Хусейна контракт на разработку второй фазы месторождения Западная Курна на условиях соглашения о разделе продукции (СРП).
Читать далее